Durante las horas en que la luna tapó al sol y provocó un eclipse solar sobre la Tierra, en particular oscureciendo gran parte de la Argentina, los paneles fotovoltaicos de los parques solares redujeron la generación energética cerca de un 50 por ciento. Eso fue lo que sucedió entre las 11.35 y las 15 de ayer, según datos de Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista.
En total, fueron 343 MW que los parques solares no produjeron por el eclipse (la producción fotovoltaica cayó de 710 MW a 367 MW) y que fueron reemplazados por generación hidroeléctrica como las represas Piedra del Águila y El Chocón, que aportaron 367 MW adicionales para cubrir esa faltante. Los pronósticos de Cammesa fueron la clave para cubrir el desbalance registrado en el segmento solar.
“El eclipse fue una situación bastante particular, pero pudimos seguirlo adecuadamente. Los pronósticos que manejábamos fueron acertados porque previeron lo que terminó sucediendo”, explicaron a Econojournalallegados a Cammesa, que previamente sabía que la generación de los paneles solares iba a tener una caída cercana al 50 por ciento.
Pronósticos de generación
Además de la variabilidad propia de la demanda eléctrica del país, el ingreso de las energías renovables al sistema sumó una complejidad adicional porque son fuentes intermitentes que dependen de la radiación solar y del volumen del viento.
Los pronósticos que realiza Cammesa apuntan, precisamente, a proyectar cómo lidiar con esa intermitencia natural de las renovables. Son un input de información que pondera cuál va a ser la generación de cada uno de los parques solares y eólicos en cada momento del día. La planificación ad hoc del aporte de las renovables comenzó hace ocho años y en poco tiempo, va a estar extendida a todos los parques eólicos.
En cambio, en el caso de la energía solar, como los parques se están desarrollando en el país desde hace menos tiempo, la compañía encargada del despacho empezó hace poco a confeccionar modelos de pronósticos propios.
Para acceder a ese know how contrató a la empresa española Meteológica, que le provee de información sobre el comportamiento de los parques fotovoltaicos (y también sobre algunos eólicos). En rigor, de forma diaria, Meteológica realiza pronósticos sobre los valores de irradiación solar (intensidad lumínica), nubosidad en la zona de cada parque y parámetros de temperatura (los paneles solares pierden rendimiento con las altas temperaturas diarias).
“Como operador del sistema lo que nos interesa son los pronósticos de la generación de energía de los parques solares y eólicos. Para eso, tienen que ser muy buenos en la información sobre la radiación solar y sobre el viento”, explicaron desde la compañía.
Manejo del error
En Cammesa también remarcaron que “fue un gran logro que el pronóstico previo haya coincidido con lo que provocó el eclipse realmente en los parques solares”. El margen de error de las previsiones que Cammesa se ubica en los parámetros de países con mucha experiencia en el despacho de renovables. “Las variaciones entre lo que proyectamos y lo que termina sucediendo ya son del orden de las que registran países como España, Alemania, Italia y Estados Unidos con los parques solares de California y Texas”, describieron desde la compañía.
Además, añadieron que “cuantos más parques solares hay en un país menos son los errores de los sistemas de modelos de proyección matemática porque los parques se compensan por la distribución geográfica”.
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El pasado 4 de diciembre, la empresa Eco Santiago presentó ante el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) el Parque Solar Cordillera. Se trató de un proyecto que se construiría en la zona precordillerana de la Región Metropolitana, entre los 2.800 y 3.300 metros sobre el nivel del mar.
Sin embargo, el viernes de la semana pasada la propia empresa decidió “desistir” del avance del parque fotovoltaico de 240 MW en lo que respecta al procedimiento de evaluación de impacto ambiental, de acuerdo a lo informado por la SEA.
La comunicación fue llevada adelante por medio de una carta. En efecto, el proyecto que estaba planificado iniciar construcción en enero del 2022 e ingresar en operaciones en diciembre del 2023, tramo durante el cual se hubieran generado 640 puestos de empleo, fue dado de baja ayer por el ente de evaluación ambiental.
La obra, que comprendía una inversión total de 315 millones de dólares, estaba planificada para ser conectada a la línea de Alta Tensión “Santa Filomena-Confluencia, 220 kV”.
Otros antecedentes
El Parque Solar Cordillera se transformó así en el séptimo proyecto de energías renovables que no avanzó en tramitación ambiental en los últimos tres meses.
Desde mediados de septiembre a esta parte, la SEA informó que hubo otros dos proyectos solares fotovoltaicos que fueron “desistidos”, por iniciativa de sus respectivas empresas.
Se trata del Parque Fotovoltaico Patricia del Verano, un Pequeño Medio de Generación Distribuido (PMGD) de 9 MW, que iba a significar una inversión de 10,2 millones de dólares; y de otro PMGD, esta vez de 7 MW, denominado Parque Solar Gran Rinconada Norte.
Por otra parte, hubieron otros cuatro proyectos que no avanzaron en tramitación ambiental, pero en este caso no por propio interés de las empresas patrocinantes sino por “inadmisibilidad” por parte de la SEA.
Estos son: el Parque Fotovoltaico Don Chacho, PMGD de 9 MW; el Parque Fotovoltaico Azapa, de 100 MW, que tenía en planes una segunda etapa destinada al desarrollo de una Planta Desalinadora de Agua de Mar y una Planta Generadora de Hidrógeno Verde; el Parque Eólico La Punta, de 364 MW; y la Planta Solar Lontue 2, de 6 MW.
Nunca olvidaremos este año, cualquier cosa que hayamos imaginado en diciembre de 2019 respecto del 2020, queda como recuerdo de algo muy remoto.
Hemos tenido (y tenemos aún) la pandemia y sus efectos.
En medio de semejante evento global, intento aquí un balance sobre la actividad de la energía eléctrica de fuente renovable en la Argentina, y ciertas propuestas desde este humilde lugar.
Introducción
Como todo aquel que trabaja en este sector, suelo entrar a https://despachorenovables.cammesa.com/ en forma recurrente para consultar en tiempo real cuál es el porcentaje de la demanda de energía eléctrica que en cada minuto está siendo abastecido con fuentes renovables. Por ejemplo, mientras empiezo a escribir estas palabras, ese porcentaje es el 11,01 %.
Además, la página nos indica que hace unos pocos días, el 8 de diciembre pasado, se obtuvo un récord de cubrimiento de demanda del 23% a las 8:55 am.
Los números son, en mi opinión, sobresalientes para el sector de las renovables, aun cuando haya quien pueda decir que su robustez se debe a factores coyunturales como la reducción de demanda como consecuencia de la pandemia o que los primeros días de diciembre hayan tenido menos calor del habitual.
Al 31 de diciembre de 2019, según el Informe Anual de CAMMESA se registraba una potencia instalada de energía eléctrica de fuente renovable que ascendía a 2592 MW. A la fecha, según la citada página de despacho de CAMMESA, ese número es 4116 MW.
Es decir que en estos meses de pandemia se instalaron en el país 1592 MW de potencia de fuente renovable. Esa cifra es extraordinaria. Y el año no terminó.
Según CAMMESA, en 2019 las renovables abastecieron un 6,1% de la demanda, mientras que, al 31 de octubre de 2020, ese número era del 8,7%. Restará ver qué pasa en los dos últimos meses, pero con los ingresos que ha habido es dable esperar una revisión hacia el alza de ese indicador.
Los números son, entonces, claramente positivos. Vale la pena preguntarse si el balance puede limitarse a esas cifras o si es necesario considerar algunos factores adicionales.
Perspectivas y conceptos
¿Qué perspectiva se adopta al momento de analizar una realidad sectorial como la de las renovables y con qué objeto?
Hay una aproximación crítica que pone de resalto deficiencias y problemas que, en el extremo, puede ser de un excesivo pesimismo para llegar incluso al nihilismo o cinismo.
Existe también una perspectiva positiva que, si ignora los problemas, puede pecar del llamado optimismo bobo.
Pero también existe aquello que el Presidente Obama llamó optimismo realista. Una visión positiva que no ignora ni problemas ni desafíos pero que, en lugar de limitarse a la mera crítica, avanza con propuestas concretas y la búsqueda de comunes denominadores, y consensos.
En esta visión, los cambios a veces son incrementales y moderados, pero una serie de cambios incrementales y moderados que se prolonga durante años deja de ser reformista y a la larga es revolucionaria. Como Obama ha dicho, la curva del progreso no es lineal, sino más bien un zigzag hacia adelante.
Esta es la visión que defiendo: optimismo realista, propuestas concretas que recorren un sendero de políticas continuas e incrementales, comunes denominadores y consensos básicos.
Agrego que, en el medio de la pandemia y de retóricas a veces exacerbadas desde todos los ámbitos, las propuestas concretas, acompañadas de un tono constructivo, tienen más probabilidad de generar valor que las retóricas rimbombantes.
Defiendo esta visión para la política pública en energía en general y en las renovables en particular porque, precisamente, al ser la actividad energética de capital intensiva, al requerir el sector importantes inversiones de largo plazo, nada sirve mejor al desarrollo energético que las políticas estables, continuas e incrementales, y los consensos en torno a puntos de encuentro básicos.
La Argentina tiene más consenso energético que lo que aparentan los discursos. Algunos ejemplos de esos consensos, ajenos a las renovables, ilustran mi punto. Así es posible decir que, aún con idas y vueltas, el país ha apostado desde el año 2013 y en forma ininterrumpida desde entonces, al desarrollo de los yacimientos de hidrocarburos no convencionales, en especial, fomentando el incremento de la producción de gas natural.
En renovables, ese consenso también está claro. Todas las leyes sectoriales (Ley 26.190, Ley 27.191 y Ley 27.724) fueron sancionadas con mayorías sustanciales que expresan apoyos que trascienden fronteras partidarias.
Desde el año 2009, la política para la generación de energía eléctrica de fuente renovable se ha mantenido. Sus puntales básicos son: incentivos fiscales, contratos de largo plazo denominados en USD donde CAMMESA actúa como parte compradora y garantías soberanas.
En el año 2020, la Argentina cumplió once años de ejecutar esos contratos de largo plazo en forma continua y regular.
Algunos datos positivos más allá de los números
En el año que está terminando, el actual Poder Ejecutivo contribuyó en forma positiva al sector de las renovables:
Mediante la Decisión Administrativa 468/20, la Jefatura de Gabinete habilitó en forma muy temprana (y por ello oportuna) la calificación de las obras privadas de infraestructura como actividades esenciales. Ello contribuyó a la puesta en marcha de proyectos por 1592 MW de potencia.
A través de varias comunicaciones sucesivas, la Secretaría de Energía suspendió los plazos de los contratos, dando alivio a los proyectos, visiblemente afectados por la pandemia y las medidas a nivel mundial para su contención.
Entre los meses de enero y de marzo se firmaron varios contratos de la ronda 3 de RenovAr, también conocida como MiniRen.
Desde el punto de vista estructural, la exitosa renegociación y restructuración de la deuda externa fue clave para la buena salud de los proyectos con deuda estructurada como project finance de largo plazo con multilaterales y ECA, aventando riesgos de cross-default.
En términos ambientales, el Gobierno acaba de anunciar un significativo compromiso en el ámbito multilateral con la reducción de gases de efecto invernadero, otra área de gran consenso político. Tal esfuerzo sin dudas deberá favorecer la expansión de las renovables.
Por fuera de la esfera puramente política, debe destacarse la labor operativa y técnica de CAMMESA que, en su carácter de órgano encargado del despacho, está haciendo una gran tarea de integración de las renovables en el SADI, más allá de conducirse con gran profesionalismo y prolijidad en su rol de comprador en los contratos de largo plazo.
Finalmente, se destaca la salud y robustez del MATER que, a pesar de todos los desafíos, goza de buena salud y ha concitado un interés creciente de generadores, comercializadores y grandes usuarios.
Deudas y desafíos pendientes
Quien haya leído el párrafo anterior podrá acusarme de caer en el optimismo bobo que antes señalé. ¿Acaso todo es color de rosa?
Ciertamente los problemas son muchos y son acuciantes. Entre los desafíos pendientes hay cuestiones puntuales y otras estructurales. A continuación, se listan algunas:
Es necesario definir la situación de los proyectos que no comenzaron a ejecutarse, tanto por el bien de esos proyectos como por la posibilidad de un beneficio sistémico a partir de la eventual liberación de ciertas capacidades de transmisión o la oportunidad para la realización de esos proyectos.
Debe definirse cómo continúan las contrataciones de energía eléctrica de fuentes renovables a gran escala de cara al cumplimiento de los objetivos de consumo de la Ley 27.191 (con lo instalado y a habilitarse en el 2021 no alcanza); gran parte de esa definición también depende de la determinación de cómo se ejecutan las ampliaciones de transmisión indispensables para la instalación de generación adicional.
Desde la perspectiva del sector eléctrico en su conjunto resulta importante una normalización de precios y tarifas. En esa misma línea, es importante el pleno restablecimiento de la vigencia plena de la Ley 24.065 y de todas sus instituciones.
Desde el punto de vista estructural, las restricciones cambiarias (cepo) y dificultades asociadas, complican severamente el funcionamiento de las compañías y constituyen un desafío para cualquier inversión nueva.
También desde el punto de vista estructural resultará importante, en la senda de la exitosa restructuración de la deuda soberana, que se concrete el acuerdo pendiente con el FMI.
Propuestas
El balance no estaría completo sin que se efectúen propuestas concretas. Estas propuestas son complementarias a la resolución de las cuestiones estructurales pendientes antes mencionadas y no las reemplazan. Mientras tales cuestiones estructurales se superan, siguen a continuación proposiciones para su adopción rápida, no como recetas prescriptivas sino como meras ideas, por naturaleza perfectibles, para propiciar el debate:
Profundización del MATER. Este mercado de contratos libremente pactados funciona bien y puede expandirse evaluando algunas de las siguientes ideas:
Permitir que las distribuidoras y cooperativas puedan ser parte de este mercado y de los contratos que se conciertan en su ámbito.
Reestablecer el antiguo mercado a término y potenciar el mercado con la posibilidad de intercambios entre privados de energía eléctrica de fuente convencional.
Analizar incentivos y modalidades adicionales para incrementar el ingreso gradual de grandes usuarios.
Profundización de los intercambios internacionales. Es positivo recrear un mercado latinoamericano de agentes privados que puedan exportar e importar energía eléctrica complementándose con el MATER y a partir, no solamente de excedentes, sino también, de contratos de largo plazo.
Proyectos de pequeña y mediana escala. Se sugiere evaluar la experiencia chilena en la materia (PMGD), así como la experiencia propia de MiniRen para potenciar un mercado de proyectos de entre 1 y 12 MW que puedan conectarse en redes de distribución, robustecer redes locales, diversificar suministros y traer beneficios a las comunidades, sin grandes necesidades de capital ni disponibilidad de redes de transmisión de media o alta tensión.
Conclusión
A la hora de cerrar estas líneas vuelvo a consultar la página de CAMMESA y el cubrimiento de la demanda con energía eléctrica de fuente renovable es ahora del 15,31%.
Es tarde en la noche y el viento hace que haya 1761 MW eólicos abasteciendo el sistema.
La imagen de decenas de aerogeneradores funcionando a lo largo de todo el país en el medio de una muy agradable noche de diciembre habla por sí sola.
La tecnología está y el consenso también. Espero que, en el 2021 y a medida que la pandemia empiece a ceder, la Argentina pueda continuar con énfasis por el camino de la energía propia, limpia y segura que es la energía eléctrica de fuente renovable.
La compañía de energías renovables, una de las líderes del sector en Brasil, informó en un comunicado que sus cinco nuevas plantas en el nordeste de Brasil exigirán una inversión de 5.600 millones de reales (unos 1.100 millones de dólares) y que su previsión es que entren en operación en 2021.
Los cinco nuevos proyectos cuentan con una capacidad de generación capaz para abastecer a tres millones de brasileños y equivalente a casi la tercera parte de lo que el grupo Enel ya tiene en renovables en Brasil directamente a través de la EGPB o por la Enel Brasil.
La compañía opera en Brasil plantas con capacidad para generar 3.400 MG de energías renovables, de los cuales 1.210 MW de eólica, 979 MW de solar y 1.269 MW de hidroeléctrica, y es una de las líderes en el sector en el mayor mercado latinoamericano.
Los nuevos parques eólicos son Lagoa dos Ventos III, con capacidad para generar 396 MW, Morro do Chapéu Sul II (353 MW), Cumaru (206 MW) y Fontes dos Ventos II (99 MW).
La planta solar prevista es Sao Gonçalo III (256 MW).
El primero de los parques eólicos y la planta solar serán construidos en el estado de Piauí y los otros tres parques eólicos en los estados de Bahía, Río Grande do Norte y Pernambuco, todos en el nordeste brasileño, la región más pobre del país pero una de las que tiene mayor potencialidad para las energías renovables por sus vientos y su ubicación tropical.
Lagoa dos Ventos III será erguida en Dom Inocencio, un municipio en el estado de Piauí en el que Enel ya está construyendo su mayor planta eólica en todo el mundo (Lagoa dos Ventos I, 716 MW).
De la misma forma, Sao Gonçalo III será construida en Sao Gonzalo do Gurgueia, municipio del estado de Piauí en que la compañía ya opera la planta solar Sao Gonzalo, con 608 MW de capacidad.
Según Enel, con una ampliación a la primera planta y el tercer parque, Sao Gonzalo se convertirá en el mayor parque solar de Suramérica, con capacidad para generar 864 MW.
‘El inicio de la construcción de 1,3 GW de nueva capacidad renovable es un hito sin precedentes en la historia de nuestra empresa en Brasil, especialmente en vista de los desafíos impuestos por el escenario actual’, aseguró Salvatore Bernabei, presidente de Enel Green Power, citado en el comunicado divulgado por la empresa.
‘Estos nuevos proyectos refuerzan aún más nuestro liderazgo en los mercados de generación solar y eólica de Brasil y demuestran nuestro compromiso con el desarrollo del sector de las energías renovables brasileñas y con el desarrollo económico y social de las comunidades locales en las que estamos presentes’, agregó.
Según Enel, una vez en operación, los cinco nuevos parques tendrán capacidad para generar más de 5,5 TWh de energía al año, con lo que evitarán la emisión de cerca de tres millones de toneladas de gases contaminantes anualmente.
Enel es una de las mayores empresas privadas que actúan en el sector eléctrico en Brasil y, además de sus diversas generadoras, controla las distribuidoras que abastecen parte de los estados de Sao Paulo, Río de Janeiro, Goiás y Ceará, en los que cuenta con cerca de 17 millones de clientes.
Igualmente opera la transmisora Enel Cien, responsable por la integración energética entre Brasil y Argentina.
La Ley Nacional N°27.424 tiene por objeto fijar las políticas y establecer las condiciones jurídicas y contractuales para la generación de energía eléctrica de origen renovable por parte de usuarios de la red de distribución. Esto con miras a su autoconsumo y eventual inyección de excedentes a la red.
En este marco, la reciente resolución surgida desde el Ministerio de Obras y Servicios Públicos- como autoridad de aplicación de la mencionada legislación nacional- aprueba los procedimientos técnicos de aplicación en San Juan de la generación de energía distribuida.
Así las cosas, aquellos usuarios que lo requieran tendrán garantizado el derecho de instalar equipamiento para la generación distribuida de energía eléctrica a partir de fuentes renovables hasta una potencia equivalente a la que ya tiene contratada para su demanda con el distribuidor.
A esto se suma la posibilidad de inyectar el excedente de energía generada a la red con sus consecuentes beneficios para el usuario-generador.
En este sentido, el secretario de Agua y Energía Juan Carlos Caparrós, explicó: “Esto viene a dar posibilidades a la gente que quiera instalar paneles solares para uso doméstico y/o industrial pueda hacerlo transformándose en un usuario-generador».
«Será necesario un medidor bidireccional que al final del mes mostrará cuánta energía consumió de la red y cuánto inyectó. Sobre esto se hará un balance para su posterior reconocimiento en la factura por la distribuidora”, precisó el funcionario.
Itasol, empresa epecista e integradora de proyectos del sector energético, se afianza en el segmento industrial y de mediana escala en la región.
El éxito que logra en nuevos negocios debe una parte importante a su estrategia de penetración en plazas estratégicas para el sector y las alianzas que han logrado con proveedores clave del rubro.
“Itasol se encuentra experimentando un proceso de expansión acelerado, al ritmo del mercado de las energías renovables en Latinoamérica”, consideró Iván Crincoli, presidente de Itasol.
“En los últimos dos años, las necesidades de aquel mercado nos han llevado a ampliar el alcance de nuestros servicios desde Argentina a otros países de Latinoamérica como ser Chile, Uruguay, Colombia, Brasil y Perú”, agregó Nahuel Vinzia, director de Operaciones de Itasol, en una entrevista a Energía Estratégica.
Esta diversificación regional viene de la mano de distintos acuerdos estratégicos en los países antes mencionados que fueron trazando con corporaciones internacionales que confiaron en Itasol para la realización de proyectos de infraestructura eléctrica y de generación renovable.
Pero aquello no es todo. Además de buscar expandirse a nuevos mercados, la diversificación que busca esta empresa no sólo es geográfica sino también tecnológica.
“Esperamos tener un market share en aumento en mercados y nichos de alto crecimiento donde no esté saturada la oferta”, consideró Marcelo Álvarez, referente de Itasol.
De allí, es que la empresa también esté interesada en cubrir tecnologías emergentes.
“Itasol está entrenando a su departamento de ingeniería para poder tener ofertas comerciales de acumulación, hidrógeno y movilidad eléctrica en el corto plazo”, adelantó el empresario.
Entre ellas, se destaca la acumulación, en términos de peak shaving y bancos de baterías, además del EPC de proyectos de generación a partir de energías renovables variables que seguirá siendo su servicio principal.
Desde pequeñas instalaciones domiciliarias, pasando por techos solares en comercios e industrias y alcanzando a grandes parques de generación eléctrica, la energía solar sigue en crecimiento en América Latina y el Caribe.
Como uno de los fabricantes de inversores más reconocidos de la industria, Solis mantiene un abanico de productos que cubren todos los segmentos de mercado en aumento en esta región.
Entre los paquetes sustentables más requeridos en mercados como Argentina, Brasil, Chile y Colombia se destacan los standard para residencial de 3.6 kW y 5 kW de potencia; y, para los voltajes de 128 y 440 de comercios e industrias están los de 30 kW y 60 kW.
Otras opciones viables en este mercado son inversores para grandes parques y para instalaciones híbridas, que despiertan el interés de inversionistas y distribuidores en la región.
“Conforme el tiempo va pasando y el volumen va aumentando, los costos disminuyen y los beneficios aumentan a favor de los distribuidores y clientes finales”, valoró Sergio Rodríguez, Service Manager para México y resto de Latinoamérica para Ginlong Solis.
De acuerdo con el referente empresario, ya son más de 10 las empresas con las que forjaron alianzas para distribuir sus productos y continúan interesados en lograr nuevos partners en la región.
¿Qué perfil deben tener estas empresas?
En el caso de proveeduría para grandes proyectos, el vínculo puede ser directo con los EPCistas para acordar el suministro de inversores para cada etapa de la construcción del parque de generación.
Por otro lado, en el caso de los productos para los segmentos residencial, comercial e industrial, el perfil ideal serían empresas exclusivamente distribuidoras que cuenten con almacenes locales, experiencia comprobable en el rubro y soporte técnico directo para atender a sus clientes.
La exclusividad no es un requerimiento, pero sí lo es generar un volumen de ventas constante. Ginglong Solis busca en sus partners relaciones abiertas y duraderas en la que ambas partes tengan márgenes de utilidad, se posicionen en el mercado y logren un ganar-ganar.
“En Solis buscamos relaciones a largo plazo donde se pueda lograr confianza y lealtad. No queremos ventas rápidas y fugaces. Nuestra fortaleza como empresa es que no sólo ofrecemos productos sino que acompañamos al cliente durante toda la vida de su proyecto para brindarle un servicio de soporte para nuestros equipos como lo demanda el sector”, resaltó Sergio Rodríguez.
En su informe mensual sobre el mercado eléctrico, el primero que realiza de este tipo, la AIE ha destacado que el alza en 2021 será modesta. A modo de comparativa, señala que el repunte en la demanda de electricidad fue del 7% en 2010, después de la crisis financiera mundial.
Por países, China será la única economía principal que registrará un alza de la demanda eléctrica para 2020. No obstante, el alza será de entorno al 2%, muy pode debajo de la media del 6,5% de los años recientes. El resto de grandes consumidores del mercado eléctrico (Estados Unidos, India, Europa, Japón o Corea del Sur) verán caer su demanda.
En lo que respecta a la generación, la electricidad procedente de las energías renovables crecerá un 7% este año, mientras que la procedente del carbón caerá en torno a un 5%, su mayor descenso histórico. La generación eléctrica nuclear descenderá un 4% y la de gas natural, un 2%. Como consecuencia de esto, las emisiones de CO2 procedentes de la generación eléctrica descenderán un 5% durante este año.
La caída de la demanda de electricidad, junto con unos menores precios de los combustibles y un incremento en la generación procedente de fuentes renovables ha provocado que los precios eléctricos del mercado mayorista a nivel mundial hayan caído un 28% en el conjunto de 2020, frente al descenso del 12% observado en 2019.
Solo de enero a setiembre de 2020, los proyectos I+D de ITAIPU, lado paraguayo, en fuentes renovables, han generado 375 megavatios hora (MWh); de acuerdo con el último reporte de la Asesoría.
Desde agosto de 2018 a la fecha, la energía acumulada por los emprendimientos realizados asciende a 667 MWh. Se estima que, en el año 2024, estas iniciativas sostenibles puedan producir más de 1.000 MWh y así se aumentará la utilización de fuentes limpias.
Para obtener estos indicadores, se consideran los proyectos que cuenten con sistemas de medición de energía renovable (generada o ahorrada) mediante medidas de eficiencia energética durante el año de monitoreo.
Entre los principales emprendimientos impulsados por la Binacional se destacan los parques solar y eólico instalados en el Chaco paraguayo (unidades militares de Joel Estigarribia y Mayor Pablo Lagerenza), los cuales están suministrando energía eléctrica en zonas remotas.
Al respecto, los parques solares han posibilitado un ahorro acumulado de G 5.270 millones en combustible equivalente, desde que empezaron a funcionar, hasta el noveno mes de 2020. Estos paneles solares operan hace 66 meses en Joel Estigarribia y hace 46 meses en Pablo Lagerenza.
Asimismo, ITAIPU ha implementado sistemas de termocalefones solares en las reservas naturales Tatí Yupí e Itabo, en la Costanera Hernandarias, y en las 112 viviendas y subcomisarías del Barrio San Francisco, de Zeballos Cué, Asunción.
También fueron instalados biodigestores en las reservas naturales y un sistema de bombeo solar de agua frente al Salón de los Trabajadores de la Entidad, ubicado en Hernandarias. Todos estos proyectos han evitado emisiones acumuladas de aproximadamente 4.827 toneladas de dióxido de carbono (CO2) a la atmósfera.
Además, en colaboración con el Ministerio de la Mujer, ITAIPU recientemente entregó 250 cocinas modernas de biomasa (ecofogones) a mujeres de seis aldeas indígenas, pertenecientes a la comunidad La Esperanza, situada en el distrito de General Bruguez, Presidente Hayes. En el lugar habitan aproximadamente 1.500 personas.
De esta forma, y pese a la emergencia sanitaria, la Binacional continúa desarrollando acciones para cumplir el Objetivo de Desarrollo Sostenible (ODS) N° 11 de la Agenda 20230 de las Naciones Unidas, el cual establece el fomento de la investigación e innovación para el desarrollo energético y tecnológico, utilizando fuentes renovables, buscando la sostenibilidad.
La Entidad Binacional Yacyretá (EBY) informó que “en el marco del Programa Estratégico para la recuperación del parque generador”, el 5 de Diciembre se efectuó el primer giro de la turbina U3 de la central hidroeléctrica, y calificó el hecho como “un hito histórico dentro del proceso de rehabilitación (de las turbinas) y un importante avance en el cumplimiento de los desafíos propuestos por la Entidad”.
La EBY destacó que “en el marco de los ensayos previos a la puesta en marcha se realizó el giro de la primera turbina Kaplan de la Central (activada en 1994), que es rehabilitada luego de 26 años de exitosa e intensa operación”.
El Programa tiene como objetivo la puesta en valor del parque generador de la Central, integrado por 20 turbinas, “manteniendo y ampliando la potencia instalada como así también extendiendo la vida útil de todo el sistema de generación de energía renovable”.
En julio último se avanzó con el montaje de la segunda turbina, que están siendo cambiadas a mitad de ciclo útil por problemas del diseño original.
Los trabajos están ahora a cargo de la empresa local IMPSA junto a su socia CIE de Paraguay cumpliendo con estrictos protocolos de seguridad a causa de la pandemia del Covid 19.
La empresa detalló que trabaja en el diseño y fabricación de las primeras seis turbinas en su Centro de Desarrollo Tecnológico, ubicado en Mendoza.
“La turbina fue diseñada con alta tecnología y programas de inteligencia artificial desarrollados por los ingenieros de Impsa. Esto ha posibilitado máquinas más eficientes que generan mayor energía a igual cantidad de agua y son más económicas que las de sus competidores europeos” destacó la empresa cuando el montaje de la segunda máquina.
Las turbinas montadas tienen una potencia de 155 MV, lo cual configura una potencia instalada total de 3.100 MV, sin considerar las tres que alojará la usina proyectada para aprovechar el vertedero Aña Cuá.
Por Tomás Lanardonne, Socio Fundador y Manager Oficina Neuquén en Martínez de Hoz & Rueda
La industria de los hidrocarburos argentina se encuentra viviendo un momento bisagra: continuamos con los paradigmas que nos regularon durante el último siglo de historia petrolera argentina, o decidimos convertirnos en una potencia exportadora de hidrocarburos de la mano del “no convencional”.
Esa decisión involucra abandonar viejos dogmas como el “autoabastecimiento pleno y continuo” con el producido de nuestros yacimientos, y abrazar políticas públicas dinámicas y económicamente eficientes que viabilizan proyectos que procuran un aumento rotundo de la producción y de las reservas asociadas a través de la exportación a escala de petróleo crudo. Justamente, en momentos donde existe un serio riesgo de que las reservas nunca puedan ser monetizadas (el problema de los “stranded assets”) a raíz de los desafíos que impone la denominada “transición energética”.
El marco regulatorio aplicable a la exportación de petróleo crudo es vetusto. No contempla permisos de exportación firmes y de mediano o largo plazo, no prevé garantías ante el redireccionamiento de producción al mercado interno, y no contiene la posibilidad de cesión en garantía de tales permisos de exportación. Tampoco ofrece garantías contra la aplicación de derechos de exportación; un riesgo altísimo en cualquier proyecto exportador argentino.
Año 1967: Las Bases establecidas por la Ley Federal de Hidrocarburos
La Ley Federal de Hidrocarburos N° 17.319 (LFH) fue redactada en una época durante la cual los principios asociados a (i) la “autosuficiencia” o “autoabastecimiento”, (ii) el carácter estratégico del petróleo crudo desde el punto de vista geopolítico, y (iii) al rol preponderante de la empresa nacional de hidrocarburos (National Oil Company); se encontraban fuertemente arraigados en la sociedad y en las políticas públicas energéticas. En efecto, al inicio de esa década (1960) se fundaba en Bagdad la “Organización de Países Exportadores de Petróleo”.
Por ello, de su articulado, surge claramente el principio legal del autoabastecimiento y de primacía del mercado interno por sobre el mercado externo, con los siguientes caracteres:
La comercialización de petróleo crudo es una actividad regulada por el Poder Ejecutivo Nacional; no se trata de una actividad libre.
El petróleo crudo producido en los yacimientos argentinos tiene como destino prioritario satisfacer las necesidades de hidrocarburos líquidos del mercado interno argentino.
La LFH manda al Poder Ejecutivo Nacional a dictar normativa reglamentaria que “contemple la conveniencia del mercado interno”.
Durante el período en que la producción nacional de hidrocarburos líquidos no alcance a cubrir las necesidades internas será obligatoria la utilización en el país de todas las disponibilidades de origen nacional de dichos hidrocarburos, salvo en los casos en que justificadas razones técnicas no lo hicieran aconsejable (e.g., incapacidad técnica de las refinerías argentinas de procesar cierto tipo de crudo producido en la Argentina). Por eso, luego la LFH establece que “las nuevas refinerías o ampliaciones se adecuarán al uso racional de los petróleos nacionales”.
El Poder Ejecutivo permitirá la exportación de hidrocarburos o derivados no requeridos para la adecuada satisfacción de las necesidades internas, siempre que los precios de exportación sean “razonables”. Esta limitación apuntaba a que no se vendieran a precios significativamente inferiores a los precios internacionales, y tenía sentido en una situación de la industria más caracterizada por los trusts norteamericanos y europeos y menor transparencia o competencia a nivel internacional (a través de la implementación de los llamados “posted prices”). Esta norma ha quedado obsoleta y debe derogarse.
Ahora bien, la LFH prevé el supuesto en donde el Poder Ejecutivo restringa las exportaciones de petróleo crudo durante el período en que la producción nacional de hidrocarburos líquidos no alcance a cubrir las necesidades internas. En dicho escenario, se contemplan las siguientes reglas:
Si en dicho período el Poder Ejecutivo fijara los precios de comercialización en el mercado interno de los petróleos crudos, la LFH le impone dos límites al Poder Ejecutivo: (a) el precio domestico será igual a los que se establezcan para la respectiva empresa estatal; pero no inferiores (b) a los precios de los petróleos de importación de condiciones similares (e.g., ajustado por grado API).
Cuando los precios de petróleos importados se incrementaren significativamente por circunstancias excepcionales, no serán considerados para la fijación de los precios de comercialización en el mercado interno.
El Poder Ejecutivo siempre podría alegar este supuesto a fin de desacoplar el precio interno respecto del precio internacional. Sin embargo, esta excepción es un mecanismo de salvaguardia contra exagerados incrementos del precio internacional por cuestiones geopolíticas, que no se encuentran realmente conectadas a los incrementos propios de la volatilidad ínsita al precio internacional de los hidrocarburos.
Ahora bien, en caso de que el Poder Ejecutivo así lo entienda, los precios domésticos podrán fijarse sobre la base de los reales costos de explotación de la empresa estatal, las amortizaciones que técnicamente correspondan, y un razonable interés sobre las inversiones actualizadas y depreciadas que dicha empresa estatal hubiere realizado. Esta norma ha quedado totalmente obsoleta y no debería ser aplicable. En el mejor de los casos, y pese a que YPF no calificaría como una “empresa estatal” en los términos de la LFH, el Poder Ejecutivo podría tomar como benchmark a YPF (lo cual, naturalmente, no parecería ser una medida plausible dadas las diferencias estructurales entre YPF y otras compañías en cuanto a la estructura de costos, tasas de financiamiento, etc.). Pero insistimos, esta norma ha quedado totalmente obsoleta y no debería ser aplicable.
Permisos de Exportación bajo la Resolución 241/2017
Actualmente, en caso de que una empresa desee exportar petróleo crudo, debe registrar la respectiva operación de exportación ante la Secretaría de Energía de la Nación (SEN). En los hechos ello significa la necesidad de obtener un permiso de exportación para cada operación puntual de exportación (generalmente a través de un “cargo” en un “oil tanker”), el cual solo será otorgado si el mercado interno no requiere ese volumen. Desde el año 2004, existe un “first refusal” en favor del mercado interno.
Mediante Resolución N° 241 de octubre de 2017, la Secretaria de Recursos Hidrocarburíferos derogó la Resolución N° 1679/04 e introdujo un nuevo régimen aplicable al Registro de Exportación (el cual se encuentra a cargo de la SRH, hoy SEN) muy similar al de la Resolución N° 1679/04. El principio de supremacía del mercado interno por sobre el mercado externo continúa presente en los considerandos:
“Que en dicho marco, teniendo en cuenta las facultades emergentes de los artículos 2° y 3° del Decreto N° 645/2002, corresponde efectuar las modificaciones pertinentes en la lista de productos sujetos a la operación previa del registro, incluyéndose en ésta sólo aquellos productos cuya exportación, en las actuales condiciones del sector hidrocarburífero en el país, requiere de un análisis previo de esta Secretaría destinado a verificar que tal exportación no implique un riesgo para la adecuada satisfacción de las necesidades internas”.
Al igual que la Resolución N° 1679/04, la operación de registro constituirá un requisito obligatorio y trámite previo ineludible para la exportación (art. 4°).
El artículo 5° establece que:
«Dentro de los diez (10) días hábiles de haberse presentado debidamente completa la solicitud de registro de exportación, esta Secretaría, de corresponder, emitirá la constancia de registro de la operación de exportación […]”.
En forma similar a la Resolución N° 1679/04, los artículos 6° y 7° regulan el mecanismo a cumplir, previo a la emisión de la operación de registro por parte de la SRH:
“ARTÍCULO 6°.- Las empresas interesadas deberán demostrar, previo a obtener la autorización de la operación de exportación, que se le ha otorgado a los potenciales agentes del mercado interno que pudieran estar interesados, la posibilidad de adquirir dicho producto. A tales fines, las empresas mencionadas deberán presentar una declaración jurada que, como mínimo, deberá contener:
a) Publicación en la página web del Ministerio de Energía y Minería, por parte de la empresa interesada, de una Oferta de Venta del producto a ser exportado, dirigida a toda la cadena comercial autorizada para operar.
b) Mención de que no ha recibido oferta alguna de compra del producto a ser exportado.”
“ARTÍCULO 7°.- La Oferta de Venta a la que se hace referencia en el artículo anterior deberá contar, como mínimo, con la siguiente información:
Producto:
Calidad:
Precio:
Volumen ofrecido:
Condiciones de entrega:
Período de entrega:
Las ofertas de venta deberán contar con una validez mínima de CINCO (5) días hábiles.
En ningún caso se les podrá solicitar a los potenciales compradores condiciones comerciales discriminatorias o que, directa o indirectamente, hagan inaccesible la oferta para la demanda interna.
Los potenciales compradores podrán optar por adquirir la totalidad o parte del volumen ofrecido.”
Respecto a la Resolución N° 1679/04, (i) se eliminó la prohibición de que el precio ofrecido por los productores a los refinadores no podría ser superior al precio vigente en el “mercado interno” para petróleos crudos de calidades equivalentes o similares; (ii) pero se mantuvo la prohibición de ofrecer condiciones comerciales discriminatorias, o que directa o indirectamente hagan “inaccesible” la oferta para la demanda interna.
A fin de cumplir con el primer extremo (i.e., prohibición de ofrecer condiciones comerciales discriminatorias), el productor debería demostrar que el trato otorgado al potencial comprador es el mismo que el otorgado a otros potenciales compradores mutatis mutandi según las condiciones de pago(e.g., a 30 o a 60 o a 90 días, en Dólares o en Pesos, etc.), los volúmenes adquiridos, los costos de flete, y los costos impositivos.
Con respecto al segundo extremo, ¿Cómo demostrar que la oferta no es, directa o indirectamente, “inaccesible” para la demanda interna? Con este extremo, el Poder Ejecutivo parece haber procurado asegurarse un criterio extremadamente amplio y subjetivo. En efecto, ¿qué significa “inaccesible”? ¿Para qué sector? ¿Residencial? ¿Agro? ¿Industrial? ¿Transporte? ¿Con respecto a qué? En el caso de las personas físicas: ¿Salario? ¿Porcentaje de la canasta básica? En el caso de las personas jurídicas: ¿Facturación anual? ¿Ganancias anuales?
Si uno soslaya tales dificultades, y se remite a un test únicamente objetivo, se debería solamente preguntar si el comprador (i.e., refinerías) puede hipotéticamente, bajo la normativa aplicable, trasladar a sus clientes el precio ofrecido por los productores.
Ahora bien, si la respuesta al test enunciado en el párrafo anterior es afirmativa (es decir, la normativa no prohíbe el traslado del mayor precio), entonces la oferta formulada por el productor sería “accesible” para el comprador. Por ende, si la oferta fuera rechazada por el comprador, y el productor solicita la “constancia de registro” en los términos de la Resolución SRH N° 241/17, la misma debería ser otorgada por la SEN.
Queda claro que un régimen como el actual no es idóneo para viabilizar proyectos de exportación de petróleo crudo a escala.
3. El Régimen Promocional (Decreto N° 929/13): Un Punto de Partida
El Decreto N° 929/13, modificado por Ley N° 27.007 de 2014, establece los siguientes beneficios para aquellos proyectos inscriptos ante la SEN que inviertan US$250 millones (o más) durante los primeros 3 años:
“Art. 7° — En los períodos que la producción nacional de hidrocarburos no alcanzase a cubrir las necesidades internas de abastecimiento en los términos del artículo 6° de la Ley Nº 17.319, los sujetos incluidos en el presente REGIMEN PROMOCIONAL gozarán, a partir del [tercer] año contado desde la aprobación y puesta en ejecución de sus respectivos “Proyectos de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos”, del derecho a obtener por el porcentaje de hidrocarburos líquidos y gaseosos producidos en dichos Proyectos susceptible de exportación de acuerdo a lo previsto en el primer párrafo del artículo anterior [20% en el caso de proyectos de explotación “on shore” convencional o no convencional], un precio no inferior al precio de exportación de referencia a efectos de cuya determinación no se computará la incidencia de los derechos de exportación que pudieran resultar aplicables.
La Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas establecerá por vía de reglamentación a tales fines un mecanismo de compensación pagadero en pesos.
En este supuesto, los productores de hidrocarburos enmarcados en el presente régimen, tendrán asimismo derecho prioritario a obtener divisas de libre disponibilidad a través del Mercado Único y Libre de Cambios por hasta un 100% del precio obtenido por la comercialización interna del porcentaje de hidrocarburos susceptibles de exportación de acuerdo a lo dispuesto en el primer párrafo del artículo 6°, más el importe correspondiente, en su caso, a las compensaciones recibidas en virtud del presente artículo, siempre que la ejecución del “Proyecto de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos” hubiera implicado el ingreso de divisas a la plaza financiera argentina por al menos el importe previsto en el artículo 3°”.
Es decir, en dicho supuesto, el productor beneficiario tiene derecho (i) a recibir de parte del Estado la diferencia entre el precio efectivo de venta en el mercado interno y el precio export parity (exento de cualquier derecho de exportación aplicable); y (ii) a transferir dichos fondos al exterior en caso de que existieran restricciones cambiarias.
Es de público conocimiento que el Poder Ejecutivo se encuentra redactando un proyecto de ley que otorgue incentivos para el relanzamiento a escala de la actividad petrolera. Dicho régimen promocional apuntaría a robustecer algunas de las garantías previstas en el Decreto N° 929/13 e incluir otras.
Sugerencias Conceptuales de Modificaciones al Marco Regulatorio
Comencemos con las certezas. Es sabido que existen recursos de petróleo crudo suficientes para abastecer la Argentina por décadas y generar “saldos exportables”. Seguramente lo suficiente hasta que el “energy transition” llegue a su punto cúlmine (i.e., el día en que el consumo de hidrocarburo liquido pase a ser marginal). Por ende, hoy existe certeza de que hay hidrocarburo líquido para exportar durante las siguientes décadas. Es más, existe un riesgo serio de que tales recursos se conviertan en “stranded assets” tanto para los concesionarios como para las Provincias, ante los desafíos de la denominada “transición energética”.
Por ello, se hace necesario reformular el dogma del autoabastecimiento entendiéndolo como un concepto dinámico y eficiente desde el punto de vista económico. En mi opinión le conviene a un país asegurar la firmeza de contratos de exportación a plazo, si con las divisas generadas por dicho negocio, cuenta con fondos suficientes para importar de forma esporádica cuando el mercado doméstico lo necesite. Con tales fondos también se asegura la posibilidad de establecer fondos contracíclicos para mitigar potenciales aumentos abruptos en el precio de los combustibles en el mercado interno. En definitiva, un país puede importar hidrocarburos a pesar de que continúe exportando, y la regulación debe prever esa situación a fin de asegurar el respeto de los permisos y contratos de exportación a plazo.
Por otra parte, existe una gran incertidumbre y la misma consiste en si los inversores nacionales y extranjeros confiarán en el Estado Argentino para hundir su capital y exponerlo al riesgo del “obsolescing bargain” propio de la explotación de recursos naturales.
Por todo ello, es necesario establecer un marco regulatorio con jerarquía de ley que brinde las siguientes garantías o derechos:
Derecho del concesionario a exportar libremente su producción. Dicha “libertad” incluye el derecho a elegir libremente su cliente, el tipo de contrato (venta spot o venta a plazo, o un mix de ambas), el precio de exportación, el puerto de embarque, el INCOTERM, el volumen y la cantidad de cargos de exportación por mes y/o año (según el caso), el plazo de pago, y la moneda de pago.
Para armonizar el principio de autoabastecimiento eficiente con el derecho a exportar, el test a realizarse por la SEN previo a la emisión del permiso firme deberá incluir: (a) niveles de inversión comprometida (previendo la flexibilidad de bajas en la inversión ante disminución del precio internacional del petróleo crudo), (b) estimación de volúmenes de producción (previendo expresamente que se trata de una estimación, dada la incertidumbre propia asociada al factor geológico), (c) las necesidades del parque refinador local (previendo el tipo de crudo requerido), y (d) los volúmenes a exportarse en un periodo mensual y anual. La regulación debe contener un procedimiento claro, reglado y con plazos expeditos que no den margen a la demora estatal (a tal punto que debería establecerse que el silencio de la Administración significará la aprobación del respectivo permiso).
Garantía de no aplicación de derechos de exportación o cualquier otro tipo de tributo que grave la exportación. En caso de que el Estado quisiera capturar una renta extraordinaria (un escenario difícil dadas las perspectivas de precio de los hidrocarburos para los próximos 20 años, pero siempre posible dada la volatilidad propia del sector), entonces se deberá prever por anticipado un derecho de exportación exclusivamente aplicable sobre la diferencia entre un “precio base” (por encima de los USD75/Bbl) y el respectivo precio efectivamente cobrado por el exportador.
Derecho a obtener un permiso de carácter firme que no podrá ser interrumpido por el Estado aun en periodos puntuales de desabastecimiento del mercado doméstico, y con plazos extensos que aseguren el financiamiento y repago del respectivo proyecto productivo.
Derecho a ceder el respectivo permiso de exportación a terceros (típicamente entidades financieras o los mismos compradores) a fines de garantizar el financiamiento eventualmente tomado a fin de desarrollar el proyecto productivo.
Garantía de que en caso de interrupción del permiso por parte del Estado, exista un mecanismo automático de resarcimiento que asegure que el volumen redireccionado al mercado interno reciba en su conjunto un precio no inferior al precio de paridad de exportación (dado que el export parity sería el benchmark utilizable en un país exportador como sería la Argentina). Los consumidores del mercado doméstico podrán pagar un precio inferior (si el Estado así lo entiende pertinente), pero en ese caso deberá ser cubierto por el Estado utilizando los fondos contracíclicos acumulados a raíz de las divisas que ingresen a la Argentina como consecuencia de las exportaciones. Otra alternativa de compensación sería el otorgamiento de certificados de compensación fiscal utilizables para el pago de cualquier impuesto nacional y transferibles a terceros.
Naturalmente, un régimen de exportación firme dictado en forma aislada no brindaría incentivos suficientes a los inversores. Es necesario que sea complementado con, por lo menos, una garantía de estabilidad fiscal por un plazo que abarque el desarrollo del proyecto productivo, una garantía de tipo cambiaria, una garantía de acceso a tribunales de arbitraje internacionales para la resolución de disputas entre el Estado y el inversor, y una garantía de libre negociación de un convenio colectivo de trabajo que contemple los intereses del sector trabajador y el sector empresarial.
La oportunidad es ahora. Y la ventana temporal para aprovecharla no es extensa. ¡Vamos Argentina!
El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) dispuso “cautelar, precautoria y transitoriamente” la intervención del sistema informático de facturación de MetroGas S.A., para fiscalizarlo y auditarlo integralmente, designando como interventores a cuatro integrantes del Organismo.
Asimismo, decidió sancionar a la distribuidora domiciliaria de gas con una multa a $ 4.222.000 por el incumplimiento del artículo 5° de la Resolución 35/20.
El Interventor, en el Enargas, Federico Bernal, expresó que “esta multa es de suma importancia en materia de protección de los usuarios y las usuarias. Se relaciona con la infracción cometida por MetroGas al vulnerar sus derechos emitiendo facturaciones con montos que no corresponden”, añadió.
“La Resolución 35/20 de esta Intervención a favor de los usuarios y las usuarias determina en el contexto de la emergencia sanitaria disposiciones en torno al mecanismo de lectura estimada (de los consumos) y su correlato con aquella, respecto de las lecturas reales, ordenando que a la primera lectura real la distribuidora debía emitir la factura del periodo corriente en base a dicha lectura real y si surgieran diferencias a favor del usuario, el monto resultante debería ser reintegrado en la misma.
A propósito, Bernal explicó que “la Gerencia de Protección del Usuario (y las usuarias) verificó variadas consultas y reclamos en relación con ello, comprobando un reconocimiento expreso al apartamiento de la normativa aplicable en cuanto a las diferencias que la Prestadora debía imputar en su caso, en las citadas 3 cuotas -iguales y consecutivas- en las facturas que se emitan con consumos a partir del 1/9/2020, como establece el Artículo 5°”.
A ello, el Interventor explicó que “incluso Metrogas reconoció deficiencias en sus sistemas informáticos de facturación, habiéndose comprobado que a pesar de la disminución por razones estacionales en la generalidad de los reclamos tramitados, los correspondientes a dicha empresa se incrementaron sobre todo en el mes de noviembre con relación a octubre y en forma considerable”, agregando que “esa tendencia se acentuó en los primeros días de diciembre”.
En los días transcurridos de diciembre, 2 de cada 3 reclamos por facturación errónea corresponden a MetroGas. Cabe aclarar que estos reclamos por problemas de facturación corresponden a los ingresados al Ente., se explicó.
Al respecto, la distribuidora metropolitana de gas por redes explicó que “el ENARGAS decidió intervenir con una auditoría para fiscalizar el sistema informático de facturación de MetroGAS. Será por un plazo de 90 días y con el objetivo de revisar los procesos de facturación de la compañía”.
“MetroGAS ya se puso a disposición con la documentación correspondiente y con el personal responsable de esos procesos”, puntualizó la compañía.
Desde el ente regulador se describió en un comunicado que “de hecho, los reclamos de octubre y noviembre realizados a la empresa por los usuarios no pudieron ser adecuadamente procesados/validados por ENARGAS como consecuencia de los problemas en el sistema de gestión de esta distribuidora”.
Cabe señalar, al respecto, que dicha auditoría integral de tal sistema “no importa para el ENARGAS operar ni mantener las redes de MetroGas, ni tampoco intervenir en cuestiones del giro comercial de la Licenciataria ni en la responsabilidad a su cargo respecto de la facturación, la que deberá producirse en tiempo y forma, dado que aquellas son atribuciones y obligaciones propias del prestador en razón de su Licencia.
El Organismo resolvió intimar a MetroGas para “regularizar las facturaciones afectadas por las anomalías verificadas o a verificarse en todo este contexto, bajo apercibimiento de aplicar astreintes por cada día de demora, a las resultas de dichas correcciones, las que deberán ser puestas en conocimiento fehaciente de la Gerencia de Protección del Usuario de este Ente Regulador”, se indicó.
Durante los últimos seis años, la distribuidora Edenor disminuyó la duración de los cortes en el suministro eléctrico en un 60 por ciento. Un factor significativo en esa disminución fue la instalación de puntos de telecontrol en toda el área de concesión.
Como parte de la continuidad en el plan de inversiones que lleva adelante la compañía, en agosto pasado se instaló el punto número 2.000 de telecontrol en nuestra red de media tensión. De esta manera, Edenor continúa con el proceso de digitalización y transformación tecnológica que posibilita disminuir la duración de las interrupciones en la red eléctrica profundizando la mejora constante de la calidad del servicio que reciben nuestros clientes.
Una red telecomandada posibilita que, ante una avería, un operador del Centro de Control de Edenor pueda identificar en forma inmediata y a distancia el lugar donde se encuentra la falla que ocasionó la salida de servicio de una parte de la red eléctrica y dar una respuesta rápida para restablecerlo. De esta manera el cliente va a notar normalizaciones más rápidas en el suministro eléctrico, en caso de una falla.
Con esta infraestructura tecnológica de última generación, innovadora en nuestro país, se puede aislar la porción de la red eléctrica que se encuentra averiada, al mismo tiempo que es posible ir restableciendo el servicio a los clientes desde otros circuitos de la red no incluidos en la falla mencionada, instantes después de producida y de manera remota.
Previo a la instrumentación del telecontrol, la reparación de una avería en la red eléctrica podía demorarse hasta dos horas en promedio, en tanto que ahora es posible normalizar el servicio en segundos sin desplazamiento de personal técnico al lugar de la afectación.
Desde que se inició la implementación de esta tecnología, hace poco más de siete años Edenor invirtió más de 1.104 millones de pesos.
Esta fuerte inversión en tecnología aplicada a la red eléctrica posibilitó que los indicadores de calidad de la compañía sean mejores incluso que las metas impuestas por el Estado Nacional en la Revisión Tarifaria Integral (RTI). Inicialmente los puntos de telecontrol se interconectaban a través de la red de telefonía celular. Para darle mayor fiabilidad y capacidad de respuesta a la iniciativa, Edenor comenzó el despliegue de su propia red de fibra óptica y de telecomunicaciones por radio frecuencia en bandas propias.
Tecnología
En cuanto a la inversión específica en nuestra red de telecomunicaciones desde 2016 a 2020 Edenor desembolsó más de 230 millones de pesos. La red de fibra óptica de Edenor cuenta con más de 2.200 kilómetros de extensión, siendo la más grande del país, excluyendo a las de las Telcos (compañías telefónicas).
El gran esfuerzo de Edenor en el desarrollo de una red telecontrolada posibilita una mejora en la maniobrabilidad de los equipos, que impacta de forma visible en la calidad del servicio que llega a cada uno de nuestros clientes.
La instalación de los puntos de telecontrol, con un plan a largo plazo, se inició en 2014. En un principio se trató de ganar experiencia y aprendizaje, para luego iniciar el plan formal en 2016, pasando de los 78 puntos instalados ese año, al hito de los 2.000 logrados en agosto pasado.
Durante 2020 invertimos más de $ 10.000 millones en 380 obras activas dentro del área de concesión, además realizamos 5.000 intervenciones diarias sobre la red eléctrica y brindamos 15.000 puestos de trabajo de manera directa e indirecta.
El eclipse de sol de hoy, un fenómeno que no ocurrirá hasta 2048 y que en la Argentina y Chile se podrá ver notoriamente, provocará una caída de la generación de energía solar de un 32%, según un informe que publicó Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrico del país.
A diferencia del último, que ocurrió en las últimas horas del día, este eclipse solar tiene la particularidad de producirse en las horas de máxima generación fotovoltaica para estos parques. Las previsiones realizadas por los Modelos de Pronóstico de Generación Fotovoltaica de Cammesa indican que la reducción del aporte total solar estará en el orden de los 250 MW, aunque dependerá de las condiciones meteorológicas de cada región donde están ubicados los parques solares. La sombra generada por la luna tocó suelo argentino a las 11:35 horas y saldrá del territorio nacional a las 15 horas.
El efecto en los parques solar
El parque solar más afectado será el PASIP (de 1,32 MW) de la provincia de Mendoza, que sufrirá una reducción en su generación de energía del 60,3%. El segundo parque solar más afectado es Guañizuil en la provincia de San Juan, con una reducción del 50,5% de su generación.
En cambio, el menos afectado será el parque solar Cauchari de 300 MW, ubicado al norte del país, en la provincia de Jujuy, con una reducción del 20,4%. “Esto modulará fuertemente la caída total de generación ya que estos últimos parques representan cerca del 40% de la capacidad instalada total de generación solar en Argentina”, indica el informe de Cammesa.
El titular de Grupo Techint, Paolo Rocca, anunció que la petrolera Tecpetrol, que pertenece al holding, prevé invertir u$s1.500 millones en los próximos cuatros años en sus operaciones hidrocarburíferas, de los cuales u$s350 millones se ejecutarán durante 2021. Así lo expresó uno de los empresarios más influyentes del país al compartir un panel con el ministro de Economía Martín Guzmán, en el maco del 19° Seminario ProPymes organizado por Techint. En ese marco, Rocca celebró el “éxito” del Plan Gas, el programa de incentivo a la producción de gas natural entre para el período 2020-2024 lanzado hace dos semanas por […]
Los acuerdos buscan reforzar la conexión con las economías regionales, incluyendo Vaca Muerta. Y mejorar las frecuencias de viaje con más vagones para el AMBA. El Gobierno firmó una serie de acuerdos de inversión china en la Argentina por 4695 millones de dólares para fortalecer el sistema ferroviario de carga en 13 provincias –incluida la conexión con la Añelo, la capital de Vaca Muerta– y mejorar el servicio de pasajeros en líneas que conectan la Región Metropolitana con la incorporación de nuevas formaciones, lo que agilizaría la frecuencia. De este modo, ambos países fortalecen su asociación estratégica integral y China […]
El CEO de la empresa YPF, Sergio Affronti, anunció hoy que en 2021 la empresa hará inversiones por US$320 millones en la Cuenca del golfo San Jorge,con el objetivo de seguir recuperando la producción de petróleo convencional, que “tiene futuro”, afirmó. De ese total, 190 millones se volcarán en la parte del golfo en la provincia de Santa Cruz y 130 millones en la parte de Chubut. El ejecutivo participó del acto realizado en Comodoro Rivadavia en conmemoración del Día del Petróleo, y afirmó que, en Chubut, YPF recuperó la producción que tenía antes de la pandemia. “Esto es un ejemplo de que se puede […]
Pan American Energy firmó un acuerdo con el Sindicato de Petróleo y Gas Privado del Chubut y el Sindicato de Personal Jerárquico de la Patagonia Austral con el objetivo de asegurar la viabilidad de la actividad en la cuenca del Golfo San Jorge. En el marco de los actos por el Dia del Petróleo y el Gas, PAE confirmó la continuidad para todo el año 2021 de tres equipos de torre- un perforador y dos pulling – que estaba previsto que concluyeran su actividad en el primer trimestre del año. Actualmente, PAE mantiene activos 42 equipos de torre en la región, de los cuales 7 son perforadores, […]
A pesar de la pandemia mundial, la empresa vuelve a activar equipos de perforación en sus bloques de la Cuenca Austral en Santa Cruz. El primer pozo a perforar está ubicado en Campo Indio. SANTA CRUZ.- La empresa CGC anunció, a través de Hugo Eurnekian, presidente y CEO de Compañía General de Combustibles en junio de este año, oficialmente el reinicio de actividades de perforación en sus bloques de la Cuenca Austral en Santa Cruz. El primer pozo a perforar está ubicado en Campo Indio, un yacimiento gasífero no convencional que forma parte de las concesiones Campo Indio – El Cerrito. […]
El presidente del Gobierno de España, Pedro Sánchez, se comprometió este sábado a que un 97 % del consumo de energía en su país se cubra con fuentes renovables para 2050, en su intervención ante la Cumbre de Ambición Climática 2020, organizada de forma virtual por la ONU, Francia y el Reino Unido. Sánchez dijo que su Gobierno ha dado pasos “sólidos, determinados e inequívocos” en 2020 para sentar las bases del cambio y “acelerar la transición ecológica”. “La acción climática no es solo una inversión potencial para nuestras economías, que lo es, sino que es una obligación para la […]
La baja demanda local la por la pandemia y la sequía en Brasil que afectó a las hidroeléctricas influyeron en un nuevo escenario de integración energética. La pandemia del Covid-19 es un hecho inédito a nivel global difícil de comparar con otros contextos, sin embargo al hablar de datos duros es posible contrastar este año con otros, como por ejemplo el 2001. Toda referencia a ese período pone en alerta al país; pero también en contextos de crisis, con el agregado de factores no manejados como una sequía en Brasil, se pueden dar variables positivas. Una es que durante el […]
El director de operaciones Juan Garoby afirma que hay empresas fuera del país que están dispuestas a cerrar acuerdos de provisión de shale oil a largo plazo. El director de operaciones de Vista Oil & Gas, Juan Garoby, en buena medida marca el rango de lo posible para Vaca Muerta si el país logra las condiciones macroeconómicas y las estabilidad que reclama la industria para acelerar en los bloques productores. “Los complejos industriales de las grandes petroleras en Estados Unidos, Chile o Brasil, han tenido muy buenas experiencias con el producto y están dispuestas a cerrar contratos de abastecimiento a largo plazo”, dice […]
El gobernador Omar Gutiérrez dio a conocer la cifra que terminarán invirtiendo las empresas en Vaca Muerta en uno de los peores años de la historia petrolera. El gobernador Omar Gutiérrez traza el cuadro final de inversiones del peor año de la industria petrolera. Los niveles de actividad de Vaca Muerta comenzaron a repuntar en los dos últimos meses, pero el número final da el tenor del crítico escenario del 2020: a finales de mes, habrán ingresado a la provincia 2000 millones de dólares a los campos productores. El registro del 2019 fue de u$s 4414 millones. En la siguiente entrevista, además, plantea […]
OPINIÓN. Este fenómeno de resurrección de la industria petrolera estadounidense muestra que difícil e improbablemente el petróleo se acabe algún día no solo en dicho país sino en el mundo entero, a menos que se detenga el desarrollo tecnológico que posibilita recuperar cada vez más petróleo crudo de cada yacimiento existente. El precio de los commodities a nivel mundial no tiene una tendencia creciente hacia máximos históricos como a comienzos del siglo XXI. Particularmente el petróleo, commodity básico necesario para el funcionamiento de la economía global, que alcanzó un precio de 140 dólares por barril (para el petróleo que cotiza […]
La nueva Ley de Energía, aún sin reglamentar y por lo tanto sujeta a algún cambio, permitirá a las cooperativas distribuidoras sumarse a la generación en forma indirecta, según define el artículo 9 de la norma. El viernes por la tarde, el secretario de Energía remitió al titular de Fepamco, Carlos Santarossa, una nota en la que responde a instancias del gobernador Sergio Ziliotto los puntos planteados por escrito por las cooperativas en la reunión del miércoles 2, mientras que desde Casa de Gobierno se señaló ese punto de la ley, uno de los más polémicos. Santarossa dijo ayer a […]
Desde el OETEC, afirman que es momento de que los valores de los combustibles en el surtidor tengan relación directa con las variables nacionales de la economía y dejen de regirse por el dólar. El Observatorio de la Energía, Tecnología e Infraestructura para el Desarrollo, el centro de estudios fundado por el actual interventor del ENARGAS, Federico Bernal, elaboró un relevamiento que denota la caída en la producción de hidrocarburos y su impacto en el downstream. Puntualmente, para la institución, el dato es la caída interanual en la actividad petrolera, del -4,9 por ciento. Por supuesto que responsabilizan por este […]
Pan American Energy firmó un acuerdo con el Sindicato de Petróleo y Gas Privado del Chubut y el Sindicato de Personal Jerárquico de la Patagonia Austral con el objetivo de asegurar la viabilidad de la actividad en la cuenca del Golfo San Jorge. En el marco de los actos por el Dia del Petróleo y el Gas, PAE confirmó la continuidad para todo el año 2021 de tres equipos de torre- un perforador y dos pulling – que estaba previsto que concluyeran su actividad en el primer trimestre del año. Actualmente, PAE mantiene activos 42 equipos de torre en la […]
La empresa YPF tiene activos en sus operaciones de Chubut trece equipos de torre y además incorporó en Santa Cruz un total de 22 equipos, de esta manera la empresa hidrocarburífera expresa que: “cumplió el compromiso de reactivar progresivamente la actividad en los yacimientos que opera históricamente en la provincia”. Según informaron desde la empresa, en Chubut se trata de trece equipos: ocho Pullings, cuatro WO y un Perforador, mientras que en Santa Cruz son veintidós equipos: once Pullings, nueve WO y dos Perforadores. En ambos casos se trató de acuerdos firmados junto a los gremios petroleros de cada provincia: […]
MIRAMAR (Corresponsal). – En un día tan soleado como ventoso, las 29 turbinas que alimentan a los molinos del Parque Eólico Miramar situado en el kilómetro 50 de la ruta 88, se encontraban este viernes funcionando casi a su mayor potencial de los 98.6 mw que están anexados al sistema eléctrico. La imponente obra para la cual se invirtió la millonaria cifra de 215 millones de dólares y se espera que permanezca activa durante al menos 2 décadas, cuenta con 29 torres con unos 110 metros de longitud y cada una con 3 aspas de 70 metros, que producirán energía limpia y sustentable, que se distribuye a través de […]
No hay grieta en Vaca Muerta. Es el momento de hacer mucho más explicito este acuerdo tácito y generar las condiciones básicas para un verdadero salto inversor. El petróleo cotizando en torno de los 45 dólares el barril luce como un final feliz para la película de terror que fue 2020. Nadie imaginó este desenlace cuando hace tan sólo siete meses se ubicaba en terreno negativo por primera vez en las historia. Haciendo un balance del año, en el haber se destacaba la vocación de los actores de la cadena por preservar la capacidad de desarrollo de los activos estratégicos; en el debe […]
En materia de producción de petróleo “YPF acaba de completar sus cuatro pozos más largos en Vaca Muerta, se trata de perforaciones con ramas horizontales que van entre los 3.200 y 3.800 metros que se pondrán en producción las próximas semanas en el yacimiento Bandurria Sur. NEUQUEN.- Además, YPF realizó dos desarrollos no convencionales en Rincón del Mangrullo, uno de tight gas en la formación Mulichinco y otro de shale gas en Vaca Muerta. Se trata de un yacimiento que no tenía actividad de perforación desde febrero del año pasado y que gracias al nuevo Plan de Estímulo a la […]
Martínez dice que se reúne con las empresas para hablar de la ley de promoción pero no le garantizan incrementos de la producción. El secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, explicó su visión sobre el 2020, el año en el que la pandemia del COVID-19 hizo estragos, también, en el sector energético. Y planteó los objetivos de corto plazo para la cartera que encabeza. Entre ellos, la ley para los saldos exportables de petróleo, una normativa por la que, según dice, parece más “entusiasmado” él que la industria. “Necesitamos una señal clara de la industria para avanzar en las exportaciones”, afirmó. ¿Se […]
La Cumbre sobre la Ambición Climática, convocada por las Naciones Unidas, el Reino Unido y Francia, en asociación con Italia y Chile en el marco del quinto aniversario del Acuerdo de París, ha supuesto un importante hito en el camino hacia la crucial conferencia de las Naciones Unidas sobre el clima, la COP-26, que se celebrará en la ciudad escocesa de Glasgow el próximo mes de noviembre.
Setenta y cinco líderes de naciones que incluyen a todos los continentes del mundo esbozaron una serie de nuevos compromisos durante la Cumbre, dando una clara señal de que el Acuerdo de París sirve para aumentar rápidamente tanto la acción como las ambiciones climáticas.
Perú, por caso, hará sus esfuerzos, informa el Ministro de Ambiente, Gabriel Quijandría: «el Presidente Francisco Sagasti anunció aumento de la ambición en el compromiso climático del Perú: 1) 40% de reducción de emisiones al 2030, 2) Plan Nacional de Adaptación y 3) Estrategia Nacional frente al Cambio Climático con meta de carbono neutralidad al 2050»
El Presidente @FSagasti anunció aumento de la ambición en el compromiso climático del Perú: 1) 40% de reducción de emisiones al 2030, 2) Plan Nacional de Adaptación y 3) Estrategia Nacional frente al Cambio Climático con meta de carbono neutralidad al 2050 pic.twitter.com/7zXFTSLdSw
Alberto Fernández, de igual modo, presidente de Argentina, anunció que el país limitará sus emisiones de gases de efecto invernadero a un nivel 25,7 por ciento, un número inferior al comprometido en 2015.
Garantizó el compromiso de la Argentina en presentar una «estrategia de desarrollo con bajas emisiones a largo plazo con el objetivo de alcanzar un desarrollo neutral en carbono en 2050, y a elaborar un Plan Nacional de Adaptación y Mitigación claro y ambicioso».
«El planeta nos dice basta. Asumamos la responsabilidad histórica de contribuir a un mundo mejor», dijo el mandatario al participar en forma virtual –junto a otros líderes mundiales- de la denominada Cumbre de Ambición Climática.
«La Argentina reafirma su compromiso con el Acuerdo de París y adopta al cambio climático como política de Estado», aseguró el Jefe de Estado.
El presidente de Colombia, Iván Duque, también anunció este sábado que Colombia trazó la meta de reducir las emisiones de gases efecto invernadero en un 51% para el 2030.
Señaló que el país se comprometió a reducir más de la mitad de las emisiones de efecto invernadero en los próximos diez años con respecto al 2010 como año de referencia.
“Hoy, con este compromiso, Colombia traza una hoja de ruta y quiere llegar a la COP26 a mostrarle al mundo que, a pesar de representar el 0,4% de las emisiones de gases efecto invernadero, un compromiso de reducción del 51% muestra que queremos trascender”, aseguró el presidente Duque durante su intervención.
“Trabajaremos con todos los sectores para lograr ese objetivo, que seguiremos apuntándole a una transición energética dinámica con energías renovables no convencionales, que profundizaremos la movilidad eléctrica, que seguiremos haciendo una política pública para sembrar millones de árboles en nuestro territorio”, señaló el primer mandatario.
Aunque queda un largo camino por recorrer para mantener el aumento de la temperatura mundial en 1,5ºC, la Cumbre demostró el aumento de la ambición climática.
Los anuncios realizados antes y durante el evento, junto a los previstos para inicios del 2021, implican que una serie de países que representan alrededor del 65% de las emisiones mundiales de CO2 y alrededor del 70% de la economía mundial, se han comprometido a alcanzar el nivel de emisiones netas cero o la neutralidad del carbono a principios del próximo año.
Estos compromisos ahora deben respaldarse ahora con planes y acciones concretas y la Cumbre de hoy ha dado un impulso al progreso en este frente.
Síntesis
Países que reforzaron sus compromisos climáticos hacia la COP 26
Setenta y un países presentaron planes climáticos reforzados, entre ellos todos los Estados miembros de la Unión europea-.
Entre los países que se comprometieron a mayores Contribuciones Determinadas a nivel Nacional, o sea los compromisos asumidos por los países para la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero y la adaptación al cambio climático, están Argentina, Barbados, Canadá, Colombia, Islandia y Perú.
Pakistán anunció sus planes para deja de fabricar nuevas centrales eléctricas de carbón.
La India pronto duplicará con creces su objetivo de energía renovable.
China se comprometió a aumentar la cuota de combustibles no fósiles en el consumo de energía primaria a alrededor del 25% para 2030.
La directora de la Agencia Nacional de Tierras, Myriam Carolina Martínez, explicó que era necesario de esta servidumbre, para que la empresa española logre avanzar con el proyecto cuya construcción inicia el próximo año.
También expresó que la servidumbre es un derecho de uso de la Nación para un objetivo específico, esto quiere decir que se le otorga permiso de uso para el espacio de construir el parque.
Explicó que el proceso para la entrega de los títulos fue de un año aproximadamente, mientras la empresa cumplía con la entrega de documentación exigida para el proyecto de la construcción del parque eólico.
Puntualizó que es la primera vez que en el departamento de la guajira se entregan títulos de servidumbre para la construcción de un proyecto de energía renovable.
En tanto, el gobernador de La Guajira, Nemesio Roys Garzón, explicó que el objetivo es que el proyecto entre en operación en el año 2022.
“No solo la construcción del parque es para generar energía sino la línea que va a conducir la energía que se produce hasta la estación de Riohacha y que el proyecto va a generar también ingresos para Puerto Brisa por donde ingresará la maquinaria para el parque y adicionalmente empleo para los guajiros», señaló el mandatario.
Por su parte, el representante de Elecnor de España, Carlos Javier Rodríguez, puntualizó que la empresa construirá un parque eólico de 50 magavatios.
Actualmente, el Grupo Elecnor tiene 1.744 megavatios (MW) de Energía Renovable en explotación y construcción. Además, con la construcción de este parque, Elecnor sigue consolidándose como una compañía internacional líder en proyectos.
Será una empresa de servicios público, con objeto social de carácter cerrado, encargada de realizar las funciones de la actividad de gestión independiente de datos e información.
El agente que se encargue de este servicio deberá hacerlo de manera neutral, transparente, objetiva e independiente, para lo cual no podrá encontrarse en situación de control directo e indirecto, conflictos de interés o acuerdos con agentes que desarrollen alguna de las actividades de la cadena de prestación del servicio y sus actividades complementarias.
¿Este servicio lo puede prestar XM?
El análisis que ha realizado la CREG consideró la necesidad de la independencia del GIDI frente a los demás agentes. La CREG indicó que el GIDI no podrá tener ninguna clase de relación o vínculo con los encargados del Centro Nacional de Despacho (CND), Sistema de Intercambios Comerciales (SIC) o liquidación de cuentas (LAC), dependencias de XM.
¿Qué grandes cambios se esperan con el GIDI?
La creación de una plataforma de transacción virtual en donde se visualizará información detallada de consumos, tarifas y nuevos servicios ofrecidos por la competencia.
Por otro lado, la posibilidad de cambiar de comercializadores en línea mediante esa plataforma virtual que será desarrollada por el GIDI.
¿Se incrementará la competencia en la comercialización de energía con el ingreso del GIDI?
Sí, los comercializadores de energía tendrán que ser recursivos y ofrecer más que electricidad. Ahora sí tendrán que acudir a la creatividad para cautivar a los clientes. Es que cobrar y facturar no tiene mucha novedad, en cambio acudir a estrategias comerciales para mantener contentos y satisfechos a los usuarios, sí resulta retador. Algunas de las cosas útiles que pueden empezar a ofrecer son sesiones de consultoría jurídica, certificados de energía limpia, noticias, bonos o cupones de descuento para reparación de electrodomésticos.
En adelante y en el momento que así lo dispongan será ágil que un usuario cambie de comercializador de energía.
¿Qué implica el cambio de comercializador de energía?
Regulatoriamente se deberán ajustar las reglas de permanencia mínima que hoy es de un año y existe desde la CREG 108 de 1997. Con los nuevos cambios quizá el usuario pueda migrar de un comercializador a otro en cuestión de una semana o quizá en un día puede comprarle energía un comercializador y al día siguiente podrá comprarle a otro comercializador.
¿Y cómo queda la estabilidad en los ingresos del comercializador?
El regulador debe considerar que los comercializadores, principalmente los independientes, adquieren energía para periodos de al menos un año y en función de una demanda previamente identificada, de manera que si esa demanda se cambia a otro comercializador pueden ser que se presenten contingencias financieras para los comercializadores de energía. Pero sin duda esto es algo que la CREG contemplará en los cambios regulatorios del 2021.
¿Y quién pagará los servicios del GIDI?
La demanda regulada. Una estimación inicial de costos el valor a pagar anual por la demanda regulada destinado a las actividades del GIDI están entre 0,8 $/kWh- año y 0,79 $/kWh- año.
Por invitación de Goldwind, Energía Estratégica asistió a la inauguración del Parque Eólico Miramar, central de 98,6 MW de capacidad instalada que generará energía equivalente al consumo de toda la población de la ciudad bonaerense de Miramar, es decir, unas 29.500 personas.
El evento se llevó a cabo el viernes de la semana pasada en el lugar donde fue emplazada la obra: el partido de General Alvarado, provincia de Buenos Aires, a 50 kilómetros de Miramar.
La central eólica se impone a simple vista desde varios kilómetros de distancia. Está compuesta de 29 aerogeneradores de la marca Goldwind, de 3,4 MW de potencia cada uno, que tienen una altura de 110 metros y tres palas de 70 metros cada una. La obra implicó una inversión de 215 millones de dólares y generó unos 500 puestos de empleo directo.
El Parque Eólico Miramar es la segunda central de este tipo que la empresa china puso en marcha en el país. En el mes de febrero de este año ya había dado el primer paso con Loma Blanca II, de 50 MW, ubicado a 40 kilómetros al norte de la localidad de Puerto Madryn, provincia de Chubut.
Durante el evento de inauguración de Miramar, Hongfei Wu, Sub-gerente General de Goldwind para Sudamérica, anticipó a Energía Estratégica que la empresa terminará de poner en marcha todos los proyectos que tiene en Argentina entre lo que resta de este mes y febrero del año que viene.
Se trata de Loma Blanca I, Loma Blanca III (cada uno de 50 MW) y Loma Blanca VI (de 100 MW), todos ubicados en cercanías a Puerto Madryn, Chubut. Una vez que estén en pleno funcionamiento, la empresa espera que el factor de capacidad anual máximo de cada central alcance el 60%.
En conclusión, se espera que en los próximos dos meses, la compañía desarrolladora de proyectos y fabricante de aerogeneradores alcance los 349 MW operativos en Argentina.
Hongfei Wu, Sub-gerente General de Goldwind para Sudamérica, dialogando con su equipo, entre ellos Carolina Rodríguez, Gerenta de Inversión y Desarrollo de la firma
“Esto nos permitirá establecer un benchmark –medición de rendimiento- no sólo en este país, para que se conozca nuestra tecnología, sino para crecer en toda Latinoamérica sobre lo que Goldwind es capaz de hacer”, destacó Wu.
El directivo de origen chino indicó que la empresa seguirá presente en Argentina no sólo como agente generador, operando y manteniendo los 5 parques eólicos durante los 20 años que duran los contratos, sino que también se instalarán como proveedora de tecnología para otros parques eólicos que estén en construcción.
A nivel regional, Wu enfatizó en que están avanzando en proyectos en Chile y Brasil, otros dos mercados por los que apuesta fuerte Goldwind, y reveló que a principios de diciembre la empresa celebró contratos en ambos países para instalar aerogeneradores inteligentes GW 4S, de 4,5 MW cada uno.
Por otra parte, la compañía ya inició conversaciones con players de Ecuador y Colombia en ofrecimiento de su tecnología.
En esa línea, el Sub-gerente General de la firma anticipó que próximamente tendrán lista su última y más compleja plataforma: la 5S, que consta de turbinas desde 5 MW, escalables 5,6 MW.
Parque Eólico Miramar, inaugurado el pasado viernes 11 de diciembre
El proyecto de Ley de Portabilidad Eléctrica aún continúa en la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados y Diputadas de Chile. Está en ese despacho desde el 9 de septiembre pasado y algunas fuentes del sector observan esta demora como una señal de que su sanción en el Congreso y posterior reglamentación no será algo que se resolverá en poco tiempo.
En una entrevista para Energía Estratégica, Eduardo Andrade, Presidente de la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN), hace foco sobre la importancia de que este proyecto de Ley –que crea la figura del Comercializador- avance, manifestando que su impulso redundará en menores precios en las tarifas para los usuarios.
Además, el dirigente observa la relación que podría desatarse entre esta nueva actividad de comercialización de energía respecto a las futuras Licitaciones de Suministro, ya que ambos procesos apuntan a abastecer al mercado regulado. Por lo pronto el Gobierno de Chile ya anunció una nueva subasta para el primer semestre del año que viene, donde se pondrán en juego 2.300 GWh de energía.
¿Qué expectativas tienen los comercializadores sobre la Ley de Portabilidad Eléctrica tal como está planteada?
Una piedra angular de este proyecto es lograr una competencia equilibrada y justa puesto que de este modo se llegará a tener los menores precios posibles en cada momento y una mejor calidad de servicio. Lo que no ocurre hoy día puesto que no hay competencia.
El beneficio de esta iniciativa legal es evidente. En Estados Unidos, por ejemplo, un estudio de la Asociación de Comercializadores Minoristas de Energía (RESA por sus siglas en inglés), publicado en febrero de 2019, mostró que en aquellos estados en los cuales se había introducido la competencia, el costo de la energía había disminuido al cabo de 10 años un 7%.
En cambio, en aquellos estados donde se había mantenido una condición monopólica el costo de las tarifas había aumentado un 18,7%. La competencia indudablemente trae ganancias, y no solamente en ahorros, sino que en calidad de atención.
Un aspecto esencial para ACEN es el rol que deben cumplir las empresas distribuidoras en el futuro. La OECD plantea en el documento Structural separation in regulated industries: Report on implementing the OECD recommendation del año 2016, que en lo posible las empresas distribuidoras debieran dedicarse solamente al rol de operador de sus redes de distribución, vale decir, encargarse de la planificación, operación y mantenimiento, entre otros, y no permitirles participar en el mercado de la comercialización.
Cuando se opta por soluciones que son distintas a la separación estructural, se hace necesario que exista una fiscalización muy intensa para asegurar que se está respetando la separación y que no se produzcan prácticas anticompetitivas, traspaso de información o de costos, entre otros.
Por otro lado, dado que no es posible introducir la comercialización a todos los usuarios, incluidos los residenciales, en el mediano plazo resultará atractivo ir avanzando en una transición en la cual bajar el nivel de potencia es el mecanismo más democrático puesto que afecta en menor grado a los contratos de distribución, permite ir creando una competición real en el mercado del suministro y se puede hacer hoy día sin ningún cambio legal. La gran ventaja adicional es que posibilita llegar ahora a la pequeña y mediana empresa que es uno de los grandes motores de la economía sobre todo en este complicado escenario económico producto de la pandemia.
¿Sería importante que la Ley se sancione y reglamente el año que viene?
Mientras más se dilate la decisión de legislar respecto al proyecto de Ley de Portabilidad, más tarde llegarán los beneficios que trae la competencia a todos los usuarios de electricidad del país.
La introducción de la comercialización en otros países ha demostrado ser un proceso largo y complejo, el cual puede tardar hasta una década en consolidarse.
Ello nos permite hacer dos reflexiones que pueden parecer como contradictorias: por un lado, es necesario partir lo antes posible para lograr los beneficios; pero, por otro, es preciso analizar con detalle las implicancias que tendrá la redacción de la ley, y sus reglamentos, en el desarrollo de la competencia.
Si la ley no habilita una competencia real, la Ley de Portabilidad será un fracaso.
En este marco, ¿cree oportuno el lanzamiento de una Licitación de Suministro para el año que viene, de más de 2.300 GWh?
Para que la comercialización pueda abarcar a todos los hoy denominados clientes residenciales, sin restricciones de ningún tipo, será necesario que terminen aquellas limitaciones como las que impone el mecanismo de estabilización de precios (Ley N° 21.185) y los contratos de compraventa de energía entre empresas distribuidoras y empresas generadoras.
Se han levantado diversas voces señalando que es necesario respetar los contratos derivados de los procesos de licitación, insinuando que se deben comprar los volúmenes de energía señalados en ello; no obstante, dichos contratos no consideran cláusulas que obliguen a las distribuidoras a comprar los volúmenes contratados (take or pay).
Las empresas que se dedican a la comercialización están contratando energía a precios competitivos, asumiendo el riesgo de los volúmenes de compra. Por ello, para asegurar que la competencia sea equilibrada y, si el gobierno estima necesario licitar nuevos bloques de energía, las bases de licitación deberían reforzar la noción que no hay una obligación contractual de comprar los volúmenes de energía que se liciten.
Lo anterior no solo permitiría equilibrar la cancha, sino que además liberaría a los usuarios finales de estar atados a compras de energía a valores que, en el futuro, podrían ser elevados.
En este punto, ¿habrá competencia o complementariedad entre estas licitaciones y la comercialización de energía?
Los contratos de largo plazo solo deben ser para habilitar el desarrollo de nueva infraestructura de generación. No puede ocurrir como en el pasado que parte de esos contratos de largo plazo de venta de energía a las distribuidoras, producto de las licitaciones, solo sirvieron para vender a mayor precio energía que ya estaba disponible en el sistema.
Por otra parte, si queremos que en el país haya libertad para elegir al suministrador de energía, será necesario que todos aquellos que participen en el mercado de suministro puedan acceder a las mismas fuentes de generación en forma equitativa.
Aquellas licitaciones orientadas solo a las empresas distribuidoras mantendrán las restricciones a la entrada de la comercialización por muchos años.
Si el análisis de la autoridad es que faltará energía, está la alternativa planteada por ACEN de aumentar la cantidad de clientes libres, lo que se logra disminuyendo el requisito de potencia contratada desde 500 kW a valores inferiores, de forma tal que estos puedan ser abastecidos por las empresas que se dedican a la comercialización, lo que liberará energía actualmente contratada por esos clientes con empresas distribuidoras.
Despuntan los pedidos del inversor MAC 15~36KTL3-XL, un producto diseñado por Growatt específicamente para Latinoamérica.
Destinado principalmente a países donde se manejan voltajes trifásicos a 220 V, este producto estrella llegó para cubrir el segmento con la mayor demanda en países como Colombia y México.
“Hice un estudio de mercado que dejó como resultado que la mayor demanda, por cantidad de unidades, en Colombia y México se encuentra entre los 15 y 50 kW”, declaró Eduardo Solis Figueroa, gerente de Marketing para América Latina de Growatt New Energy.
En ese contexto, los instaladores y clientes finales pedían un inversor distintivo, hecho a medida de las particularidades regionales. Atendiendo a esta demanda es que Growatt lanzó este nuevo producto en el último trimestre de este año y ya se encuentra disponible para compra directa.
Según precisaron desde la compañía a Energía Estratégica, este producto comparado contra los otros inversores comerciales e industriales de Growatt ya capitalizó el 60% de sus pedidos en la región.
En detalle, este inversor, que va desde los 15 kW con potencias intermedias hasta 36 kW, se ajusta a las necesidades de comercios y pequeñas industrias que apuestan por la incorporación de soluciones solares fotovoltaicas para cubrir parte o por completo su demanda eléctrica.
Diseñado con 3 MPPTs logra una alta eficiencia hasta del 98,8% en sus 6 modelos: 15, 20, 22, 25, 30 y 36 kW; este último, con un máximo de potencia fotovoltaica de entrada hasta los 46800W.
Como particularidad el MAC 15~36KTL3-XL tiene 5 años de garantía incluidos de fábrica y la opción de extenderlo a 10 años de garantía.
Los interesados en adquirirlo en la región Latinoamericana pueden visitar la página web oficial de Growatt en México: http://growatt.mx/ y solicitarlo a través de los canales de contacto para ventas allí anunciados. También pueden contactar al distribuidor oficial del país en el que se encuentren.
La Asociación Mexicana De La Industria Fotovoltaica (AMIF) alojó el webinar “Demand side flexibility”. Un evento bilingüe del que participó como ponente principal Lucinda Murley, analista de Delta Energy & Environment.
Como tesis principal, se habló sobre la flexibilidad del lado de la demanda como una forma para desbloquear la participación de las renovables en México como en distintos rincones del mundo.
¿Pero qué es Demand side flexibility? La analista de Delta EE definió: “la flexibilidad del lado de la demanda es la utilización de activos detrás del medidor que pueden apagar/encender, subir/bajar o cambiar en respuesta a la amplitud del sistema eléctrico”.
¿Porqué sería necesario? “Hay que poder balancear la producción y el consumo, esto es un tema central del sistema eléctrico”, introdujo la especialista.
Una clave es el flujo de datos e información para poder trabajar. Cuando hablamos de escala residencial, comercial e industrial la incorporación de medidores inteligentes no sólo educa sobre los consumos, también abre un sinfín de oportunidades adicionales para el operador del mercado y el consumidor.
Entre los activos más comunes para lograr la flexibilidad se pueden mencionar a las baterías para almacenamiento, procesos industriales, vehículos eléctricos y artefactos de iluminación.
De allí, se enfatizó que el concepto de flexibilidad del sistema eléctrico en su aplicación permite en una forma u otra mayor incorporación de energías renovables.
¿Cómo entra en escena la energía solar fotovoltaica?
“En todas las escalas es relevante. Si bien en sí misma es un activo para generación y no para flexibilidad no quiere decir que no pueda ser utilizada en el sistema de flexibilidad:
1- si tienes excedentes, otro actor puede compensarlo, pagando una tarifa más baja y es un “ganar-ganar” para las dos partes
2-monetizar a través de activos de almacenamiento, principalmente baterías, una práctica muy común en Europa”.
“Un punto interesante es que países como Suecia al 2024 (otros al 2030 o más allá) planean tener cero emisiones. Esto se logrará incrementando su demanda de energías renovables”, consideró la especialista de Delta Energy.
Al respecto, Leonardo Velasco Ochoa, presidente de AMIF interrogó a la especialista sobre las barreras de entrada que habrían para ejecutar un mercado para la flexibilidad del lado de la demanda en México. “¿Cómo lo iniciamos?”, preguntó.
“Hay obstáculos técnicos que son claves, pero los ingenieros lo pueden resolver. La gente quiere ser parte y se requieren propuestas atractivas para el cliente”, y ejemplificó: “si tengo un activo, dime cómo puedo utilizarlo, cuál es su atractivo”, sintetizó la experta.
El viernes de la semana pasada, el ministro de Energía de Colombia, Diego Mesa, se reunió en Santiago de Chile con su par, Juan Carlos Jobet, para empezar a trabajar conjuntamente en el desarrollo del hidrógeno como energético limpio en América Latina.
Los funcionarios conversaron sobre las oportunidades que un fortalecimiento entre ambas naciones abre para la creación de un mercado competitivo de exportación de hidrógeno hacia otros continentes, donde los dos países se posicionen como productores a gran escala.
Cabe recordar que el 3 de noviembre pasado, el Ministerio de Energía de Chile publicó su Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde, la cual, entre otros aspectos, busca aprovechar la oportunidad de producir y exportar hidrógeno verde y sus derivados, que incluyen amoniaco, metanol y combustibles sintéticos.
El plan surgió ante el aporte que éste combustible limpio podría tener en el contexto la actual crisis climática y por las favorables proyecciones de crecimiento de la demanda global de energía suministrada con hidrógeno en distintos sectores de la economía.
Su desarrollo considera tres objetivos: i) producir el hidrógeno verde más barato del planeta para 2030; ii) estar entre los tres principales exportadores para 2040 y; iii) contar con 5 Gigawatt de capacidad de electrólisis en desarrollo para 2025. A través de tres etapas, se pretende acelerar el despliegue del hidrógeno verde en aplicaciones nacionales clave para 2025, entrar al mercado de exportación para 2030 y ser líder exportador global de hidrógeno verde a partir del costo de producción más barato del planeta (inferior a 1,5 USD/kg).
Además considera un Plan de Acción sobre cuatro ejes: 1) fomento al mercado doméstico y la exportación; 2) normativa, seguridad y pilotajes; 3) desarrollo social y territorial; 4) formación de capacidades e innovación. Para cada una de éstas se han detallado actividades.
Es en este marco que Colombia quiere integrarse al plan de Chile. Por su parte el país andino adjudicó un proyecto para la evaluación de escenarios de transición energética hacia la economía del Hidrógeno que está siendo llevado a cabo por la Universidad de la Sabana junto a la Universidad de Antioquia, Cotecmar y la Escuela Naval de Cadetes “Almirante Padilla“.
El emprendimiento está siendo llevado a cabo en coordinación con la empresa gasífera Drummond y Estado aportará hasta 650 millones de pesos (170 mil dólares) para el desarrollo de este estudio.
En esa misma línea, Colombia ha emprendido ya acercamientos con importantes empresas, como Siemens Energy, que lidera la construcción de la primera planta a gran escala del mundo para la producción de combustible neutro en emisiones de CO2, en la que se provecha el potencial eólico de Chile y se produce hidrógeno como energético limpio.
“Los dos países cuentan con oportunidades de cooperación en materia de conocimiento adquirido en el desarrollo de dicha hoja de ruta para la incorporación de este energético, la creación de vínculos de información sobre las oportunidades de proyectos piloto y las oportunidades de mercado para los subproductos”, destacaron desde el área de prensa de Ministerio de Minas y Energía de Colombia.
Fue un verdadero honor y placer conversar con el Presidente @sebastianpinera sobre las oportunidades que tienen Chile y Colombia en materia de energías renovables no convencionales, hidrógeno verde, así como la automatización y el uso de robótica en la industria minera. pic.twitter.com/hdyHziAC9W
Un nuevo aniversario del Día del Petróleo —que se celebra el 13 de diciembre de cada año— cristalizó con nitidez las distintas realidades que viven la cuenca del Golfo San Jorge y la Neuquina, los dos mayores polos hidrocarburíferos del país. El CEO de YPF, Sergio Affronti, llegó el fin de semana a Comodoro Rivadavia para participar de una serie de encuentros oficiales y sectoriales con actores de la política, el sindicalismo y del empresariado local de servicios. Viajó acompañado por los directivos Santiago ‘Patucho’ Álvarez y Santiago Carreras, las dos principales espadas políticas de la petrolera controlada por el Estado.
Mientras en Neuquén el gremio de petroleros privados que conducen Guillermo Pereyra y Marcelo Rucci estableció el viernes un estado de asamblea permanente en los yacimientos —lo que complicó y hasta interrumpió la operación en varios campos—, Affronti visibilizó con su viaje al sur un acercamiento con líderes políticos del Golfo que se acentuó en las últimas semanas.
La agenda del Día del Petróleo se empezó a gestar en Buenos Aires. Affronti recibió primero al intendente de Comodoro Rivadavia, Juan Pablo Luque, y días más tarde a Jorge ‘Loma’ Ávila y José Lludgar, titulares de petroleros de base y jerárquicos de Chubut, respectivamente. Luque fue quien le propuso al CEO de YPF que se traslade a la Patagonia como gesto para tender lazos con la cuenca.
Affronti, Arcioni, Ávila, Luque y Juan Martín Bulgheroni fueron los oradores del acto de ayer.
El Golfo exhibe, en ese sentido, una aceitada cohesión política que era impensada hace algún tiempo atrás. La amalgama entre el sector público y el poder territorial que expresan empresarios locales y líderes sindicales (no sólo del petróleo, también de la construcción y transporte) es más fluida que en Neuquén.
Primer encuentro
De la cena realizada el sábado por la noche en uno de los centros asistenciales construido por el sindicato de petroleros jerárquicos participaron, además de los directivos de YPF, Eugenio Quiroga, vicegobernador de Santa Cruz, Leonardo Álvarez, jefe de Gabinete de esa provincia; Luque; Fernando Cotillo, intendente de Caleta Olivia, y referentes de la cámara de proveedores de servicios del Golfo. Affronti se mostró distendido y aprovechó la oportunidad para tender y oxigenar lazos con funcionarios y actores territoriales. La sobremesa se extendió hasta bien pasada la medianoche.
El domingo al mediodía se celebró el acto oficial en el Museo del Petróleo de Comodoro. Estuvieron presentes la mayoría de los actores que habían estado presentes la noche anterior y se sumaron el gobernador de Chubut, Mariano Arcioni, y ejecutivos de Pan American Energy (PAE), el mayor inversor de la cuenca y la segunda petrolera del país, y Tecpetrol. Y también Ávila, que extrañamente no había participado de la cena en el establecimiento de Jerárquicos. El domingo por la mañana arribaron Juan Martín Bugheroni, vicepresidente de Operaciones Upstream de PAE; Horacio Martín, director de la petrolera de Techint; y a otros ejecutivos de esas empresas.
Año difícil
“Fue un año difícil, pero es una oportunidad para que nos reinventemos, juntos podremos mirar un mañana mejor, entre todos podemos crear algo mejor que lo que tenemos”, expresó Affronti ayer al mediodía. Y agregó: “Estoy muy contento de estar en Comodoro, un lugar en el que viví hace años. Aquí aprendí mucho, me siento un poco comodorense”.
Con sus desarrollos en Vaca Muerta, la cuenca Neuquina es hoy la principal base de operaciones de YPF y donde mayores recursos invierte. Pero en el Golfo se encuentran varios de sus yacimientos históricos como Los Perales y Manantiales Behr.
“En Chubut YPF recuperó la producción que tenía antes de la pandemia. Esto es un ejemplo de que se puede salir de una situación compleja con esfuerzo. Tenemos mucho por hacer”, aseguró el CEO. “El año que viene vamos a invertir en la Cuenca 320 millones de dólares (130 millones en Chubut y 190 millones en Santa Cruz) para seguir recuperando el convencional que tiene futuro”, agregó.
“Queremos que YPF vuelva a traccionar a la industria, acá y en otras provincias, tenemos que reinventarnos, la terciaria es una oportunidad. En octubre Manantiales Behr tuvo un récord de producción, en plena pandemia, el esfuerzo vale la pena. El área es, además, un ejemplo de la convivencia entre la generación de energía a través del petróleo y el aprovechamiento de los vientos patagónicos. Ahí está instalado el Parque Eólico más importante de YPF”, concluyó el directivo.
El gobernador del Chubut, Mariano Arcioni, presidió en Comodoro Rivadavia el acto central por el 113° aniversario del descubrimiento del petróleo. Destacó el rol que jugaron en medio de un “año difícil” referentes provinciales, nacionales, gremios, intendentes, operadoras y legisladores “para mantener las fuentes de trabajo” en la Cuenca del Golfo San Jorge.
“Fueron momentos muy difíciles los que nos tocó atravesar este año, y la actividad petrolera supo una vez más poner el hombro y afrontar una crisis”, señaló Arcioni en la ceremonia que se desarrolló en el Museo del Petróleo de Km. 3, espacio que también celebró el 33° aniversario de su fundación.
El mandatario aseguró que “hemos atravesado una baja del petróleo del año 2019 al actual por debajo del 28%, y eso implicó para la provincia perder algo más de 6 mil millones de pesos de regalías”. Sostuvo que a principios de este 2020 “tuvimos el piso más bajo del valor del barril, ahí con el diálogo se logró revertir en gran parte la situación para que los trabajadores vuelvan a sus puestos laborales”.
En ese contexto adverso, Arcioni remarcó que en Chubut “seguimos manteniendo los 21.300 metros cúbicos diarios y más de 16 mil puestos de trabajo y 500 PyMEs, todos poniendo el hombro en los momentos más difíciles. Las exportaciones crecieron el 3% con respecto al año anterior. Hoy estamos alcanzando precios óptimos del precio del barril. A pesar de la crisis, todos pusieron el hombro”, remarcó.
Estuvieron presentes en el acto el CEO de YPF, Sergio Affronti; los intendentes de Comodoro Rivadavia, Juan Pablo Luque; de Rada Tilly, Luis Juncos; de Sarmiento, Sebastián Balochi; y de Caleta Olivia, Fernando Cotillo; los secretarios generales del Sindicato Petrolero Jerárquicos , José Llugdar; del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, Jorge Ávila; de la UOCRA Comodoro Rivadavia, Raúl Silva; y de Camioneros, Jorge Taboada; el rector de la UNPSJB, Carlos de Marziani; y el presidente del Centro de jubilados de YPF, Miguel Scaruli.
También participaron el vicepresidente de Planificación y Estrategia de Operaciones Usptream -Áreas Norte de Pan American Energy-, Juan Martín Bulgheroni; el director general Corporativo de Exploración y Producción de Tecpetrol, Horacio Marin; los ministros de Hidrocarburos, Martín Cerdá y de Agricultura, Ganadería, Comercio e Industria, Leandro Cavaco; el diputado provincial Juan Pais; el vicegobernador de Santa Cruz, Eugenio Quiroga.
El CEO de YPF, Sergio Affronti, anunció que “el año que viene vamos a invertir en la Cuenca (Golfo San Jorge-Chubut y Santa Cruz-) 320 millones de dólares para seguir recuperando el convencional, que tiene futuro”.
El directivo participó de un acto en Comodoro Rivadavia para conmemorar el Día del Petróleo, oportunidad en la cual señaló que “113 años del descubrimiento del petróleo, un verdadero hito, no hay muchos países que tengan una historia centenaria”. “Estoy muy contento de estar en Comodoro, un lugar en el que viví hace años. Aquí aprendí mucho, me siento un poco comodorense”.
Del total de inversión prevista por la energética de mayoría accionaria estatal, 130 millones serán en Chubut y 190 millones de dólares en Santa Cruz.
Affronti remarcó que “fue un año difícil, pero es una oportunidad para que nos reinventemos, juntos podremos mirar un mañana mejor, entre todos podemos crear algo mejor que lo que tenemos”.
“En Chubut YPF recuperó la producción que tenía antes de la pandemia”, afirmó y agregó que “esto es un ejemplo de que se puede salir de una situación compleja con esfuerzo. Tenemos mucho por hacer”.
“Queremos que YPF vuelva a traccionar a la industria, acá y en otras provincias, tenemos que reinventarnos, la (recuperación) terciaria (en yacimientos maduros de esta cuenca) es una oportunidad, indicó Affronti, y refirió que “en octubre Manantiales Behr (un yacimiento de hidrocarburos en el cual YPF también desarrolló un parque eólico) tuvo un récord de producción, en plena pandemia, el esfuerzo vale la pena”.
Desde el punto de vista volumétrico, se puede considerar que los resultados de la licitación del Plan Gas han sido exitosos, ya que se logró que los productores se comprometan a inyectar casi el total de los 70 MMm3 diarios, que tendrán como destino la demanda de las distribuidoras y las centrales térmicas.
El total de las ofertas sumaron un volumen base de 64 MMm3 más 4 MMm3 a inyectar en el pico de demanda invernal.
Los productores que han adherido al Plan han sido los más grandes, entre los cuales aparecen YPF, TOTAL/PAE/WINTERSHALL, Tecpetrol, Pluspetrol y Pampa. Estos productores reúnen casi 65 MMm3/día del volumen ofertado.
También han adherido productores más pequeños, con volúmenes chicos.
En lo referente a precios ofertados, se puede ver que el volumen de NQN muestra un precio promedio de 3,57 USD/MMBTU, para los 4 años de vigencia del Plan.
Este precio se acerca demasiado al precio máximo establecido de 3,70 USD/MMBTU. Este valor promedio ha sido superior al esperado, ya que se especulaba con que los productores oferten precios inferiores, sobre todo los primeros años.
La cuenca austral ha sido otra de las sorpresas, debido a que el gas ofertado de 18 MMm3 diarios se valoriza a un precio promedio de 3,43 USD/MMBTU.
Si bien la cuenca sur ha declinado en los últimos años, creemos que este precio promedio se acerca al ofertado en NQN, lo cual no parece ser muy razonable, ya que desbalancea las cuencas debido a que los costos en citygate de ambas cuencas son muy dispares.
Esto creemos que impactará en las obligaciones TOP y en el despacho de los volúmenes para las distribuidoras, además de depender como siempre de las capacidades de transporte disponibles para llevar tales volúmenes hasta citygate, requiriéndose tales volúmenes en menor proporción que los de NQN.
En la cuenca NOA no se han ofertado volúmenes, como era de esperar.
Analizando como impactará esta licitación en el segmento no regulado, podemos realizar el siguiente análisis:
Los productores que adhieren a este Plan no pueden comprometer mas del 70% de su producción actual, lo que implica que le quedaría como mínimo un 30% para vender en el sector industrial. Analizando los resultados se puede ver que los productores grandes no han llegado a ofertar el 70% de su producción, quedando en un rango promedio de 55% a 65%.
La pregunta es: cuál será la estrategia de un productor importante que por ejemplo ha comprometido el 60% de su producción en el Plan Gas y le tendrá un 40% de su producción disponible para vender al sector industrial? Y por otra parte, cuál será la estrategia de venta al sector no regulado de los productores que no han adherido al Plan Gas?
Los siguientes ítems pueden guiarnos hacia una respuesta:
A nivel de producción anual promedio, se puede decir que el total del volumen no comprometido en el Plan Gas es suficiente para abastecer la demanda industrial, mas allá de algún faltante en los momentos mas álgidos del invierno;
Un productor que comprometió parte de su producción en el Plan Gas a un precio promedio de por ejemplo 3,50 USD/MMBTU, recibirá de la distribuidora la tarifa regulada por el ENARGAS, mas el subsidio del Estado por la diferencia (y un mecanismo similar por el gas entregado a CAMMESA). Estas condiciones son muy distintas a las ventas a las industrias, donde se paga en tiempo y forma. En el Plan Gas, las condiciones de cobro dependerán de situaciones que están fuera del alcance de este análisis;
La demanda industria, si bien representa un volumen no muy importante (mas en estos tiempos), es un sector donde hay una fuerte competencia en lo referente a precios, y no va a cambiar;
En el 2019/2020 las industrias cerraron contratos en NQN de 2,00–2,30 USD/MMBTU, con un tipo de cambio mucho menor al actual. Resulta difícil creer que las industrias sufrirán aumentos de gas del 40% en precio, mas el incremento que puede resultar de una virtual devaluación.
En base a los puntos mencionados anteriormente, creemos que el precio que una industria acordará por su suministro en el período 2020/2021 estará en un rango de 2,60-3,20 USD/MMBTU.
Tal como se estableció en el Plan, durante el período invernal (mayo-septiembre) se aplicará un factor de 1,25 al precio ofertado, y durante el período estival (octubre-abril) se aplicará un factor de 0,82 al precio ofertado. Los volúmenes adicionales para los Períodos Estacionales de Invierno tendrán un precio equivalente a el precio ofertado por cada Productor por un factor de ajuste de 1,30.
Esto significa que el precio promedio ofertado en cuenca NQN estaría dado por 4,46 USD/MMBTU en invierno y 2,93 en verano.
Los volúmenes adicionales para períodos pico en el invierno tendrían un valor de 4,65 USD/MMBTU.
Creemos, en base a este análisis de precios, que una industria que acuerde un precio promedio en NQN por ejemplo de 2,90 USD/MMBTU, le convendrá empuntar su precio en el período invernal por encima de los precios establecidos en el Plan Gas (4,46 USD/MMBTU), evitando cualquier inconveniente de redireccionamiento de su gas a centrales eléctricas, reduciendo su precio en el período estival.
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El economista Iván Carrino analiza para EconoJournal las distintas posiciones que existen sobre este tema, señala ganadores y perdedores dentro de la industria y pone el foco en las consecuencias que trae para el consumidor.
Las petroleras cuestionan la prórroga y la atribuyen, en el caso del biodiésel, al lobby de los sojeros y, en lo que refiere al bioetanol, al poder de presión de los gobernadores de provincias donde los productores de azúcar y maíz tienen una gran relevancia regional. La queja es porque los productores de biocombustibles obtienen su rentabilidad a costa del precio regulado por el Estado que las refinadoras están obligadas a pagar.
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Se firmó un convenio de colaboración entre Trenes Argentinos Operaciones (TAO) e Integración Sociedad Energética Argentina S.A. (IEASA), para la evaluación de posibles esquemas de cumplimiento y contribución al régimen de fomento nacional. El ministro de transporte, Mario Meoni, participó, junto con el Secretario de Energía de la Nación, Darío Martinez, de la firma de un convenio de colaboración entre Trenes Argentinos Operaciones (TAO) e Integración Sociedad Energética Argentina S.A. (IEASA), para la evaluación de posibles esquemas de cumplimiento y contribución al régimen de fomento nacional para el uso de fuentes renovables de energía. Con el objetivo de estimular las […]
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Europa promueve medidas para poner fin a la circulación de autos a combustión interna y empresas como Honda ya anunciaron que no fabricarán más rodados a diésel y nafta a partir del 2022 en ese continente. Empresarios especulan con que en Argentina ese proceso tardará un poco más, aunque advierten que la tendencia es inexorable. Europa promueve medidas para poner fin a la circulación de autos a combustión interna y empresas como Honda ya anunciaron que no fabricarán más rodados a diésel y nafta a partir del 2022 en ese continente. Empresarios especulan con que en Argentina ese proceso tardará […]
Estamos para apoyar. Ya pasamos lo peor de la crisis y también esperamos acompañar en la recuperación”. Paolo Rocca, presidente y CEO del Grupo Techint, irradió optimismo sobre el rebote de la actividad tras el piso de la pandemia. En una charla junto al ministro de Economía, Martín Guzmán, en el cierre del encuentro Propymes que organiza anualmente la multinacional, elogió el Plan Gas, la iniciativa oficial que otorga subsidios a las empresas para la producción en Vaca Muerta, y pidió una baja de los impuestos. El nivel de gasto público, la política tributaria, los estímulos a la inversión y el tipo de cambio fueron algunos ejes de un diálogo cordial, en el […]
España figura como el sexto mercado más atractivo para invertir en energías renovables en el informe Climascopio 2020 que, desde hace diez años realiza BloombergNEF (BNEF), que analiza la inversión extranjera en energías renovables en países emergentes y que, por primera vez, incluye información de 29 países desarrollados. La clasificación la lidera Chile, que ya ocupaba el segundo lugar en la clasificiación del año pasado, con una puntuación de 2,85, mientras que España es sexta con 2,59 puntos. El informe destaca que el panorama para el crecimiento de la energía renovable en las economías en desarrollo era excepcionalmente prometedor en 2019. La capacidad de generación de […]
El presidente ejecutivo de Tesla, Elon Musk, afirmó que el consumo de electricidad se duplicará si las flotas de automóviles del mundo están electrificadas, lo que aumenta la necesidad de expandir las fuentes de generación de energía nuclear, solar, geotérmica y eólica, informa Reuters. Aumentar la disponibilidad de energía sostenible es un desafío importante a medida que los automóviles pasan de los motores de combustión a los eléctricos a batería, un cambio que llevará dos décadas, sostuvo Musk. “Se necesitarán otros 20 años para que los autos sean completamente eléctricos. Es como con los teléfonos, no se pueden reemplazar todos a […]
San Pedro Pochutla (México), 10 dic (EFE).- La empresa energética Iberdrola arrancó este jueves el proyecto Luces de Esperanza en Oaxaca, estado del sur mexicano a donde llevará electricidad a 6.000 personas de comunidades rurales sin acceso al servicio. Con una inversión de 30 millones de pesos (cerca de 1,5 millones de dólares) dentro de los próximos cinco años, Iberdrola México llevará al sur del país el programa que inició el año pasado en la Huasteca Potosina, zona del centro-oriente. “Estamos comprometidos con México, por eso quisimos expandir el proyecto al sur-sureste, en concreto a Oaxaca, y confiamos en que […]
A un año de constituirse como Gobierno y tomar las riendas de la administración nacional, la coalición encabezada por Alberto Fernández traza las bases de lo que será su política energética. El Gobierno nacional busca desarrollar al sector gasífero, clave en la oferta energética del país en donde el gas natural representa más de la mitad de la matriz energética. En la Argentina, los principales combustibles fósiles (gas y petróleo) explican poco más del 80% de la matriz, según datos de la Secretaría de Energía. Por tanto, con el Plan de Promoción de la Producción de Gas, desde el oficialismo pretenden […]
Esta semana, la Agencia de Energía del Estado de Puebla celebró el Foro Energético Poblano 2020. Además de paneles de alto nivel sobre temas relativos al sector energético y movilidad sostenible, se anunció la conformación del Clúster Energético Poblano, una de las primeras entidades donde confluyen más de 10 empresas y asociaciones vinculadas al gas y las energías renovables.
Para generar sinergias en la industria y promover el desarrollo económico, ambiental y social, se aliaron: Engie, Neowatts, Valero, Gasoducto de Morelos, Grupo CAS, Impulsora Latinoamericana de Energía Renovable (ILER), Asociación Mexicana de Distribuidores de Gas Licuado, Asociación de Distribuidores de Gas L.P., CANACINTRA, Clúster de la Industria Solar Centro Sur, Consejo Coordinador Empresarial, y el Instituto Mexicano de Ingenieros Químicos (IMIQ).
En representación de Engie, Ana Laura Ludlow, vicepresidente Comercial de Engie México, consideró como crucial este espacio:
“Entre los beneficios y ventajas que me gustaría compartir, destaco poder mejorar la estrategia de negocios y aprovechar el clima de inversión en la región. Sin lugar a dudas, nos permitirá encontrar soluciones a problemáticas comunes y desarrollar proyectos entre actores públicos y privados”.
Yehosua Totolhua Cotzomi, presidente del Clúster Industrial Solar Centro Sur A.C. (INSOL) se refirió también a tres objetivos preliminares que perseguirían: «pensamos que el Clúster debe ser un organismo no gubernamental de coordinación, colaboración y comunicación en materia energética, que agrupe al sector privado, sector público, académica y social”.
Como segunda meta señaló la intención de “generar sinergias entre los interesados en la industria promoviendo el desarrollo económico y social del estado”.
Y, finalmente, “colaborar en instrumentar estrategias y políticas para el desarrollo energético sustentable del estado de Puebla”.
Para lograrlos, se conformarían 8 mesas de trabajo: ambiental, académica, licencia social y derecho de día, relaciones gubernamentales, generación eléctrica, gas LP, gas natural y petrolíferos.
Por su parte, Victor Trejo, director general de NeoWatts agregó la intención de ser un Clúster diverso y eficiente. Por eso, estarían proponiendo estructurar el Clúster en una Asamblea General y un Consejo Directivo para poder integrar la diversidad de intereses.
Chile está a punto de inaugurar el proyecto Cerro Dominador, complejo solar que estará conformado por una planta fotovoltaica de 100 MW y por la primera planta de concentración solar de potencia de Latinoamérica, que tendrá 110 MW de capacidad y 17,5 horas de almacenamiento termosolar.
Desde ese hito, Chile promete multiplicar por 100 la capacidad de esta tecnología en los próximos 30 años, llegando al 2050 con 10.000 MW.
“La concentración solar de potencia (CSP), que nos permite generar electricidad a partir del sol durante el día y la noche, podría representar hasta un 20% de nuestra matriz eléctrica”, anticipó el ministro de Energía, Juan Carlos Jobet, durante el Webinar Perfiles Competencias Laborales CSP.
Del evento, organizado por Chilevalora y apoyado por el Ministerio de Energía, Corfo y la Asociación de Concentración Solar de Potencia, también participó Alex Santander, coordinador de la Unidad Prospectiva de la División de Prospectiva del Ministerio de Energía.
El funcionario señaló que Chile tiene unos recursos excepcionales en materia de renovables, pudiendo generar energía limpia por 70 veces toda la capacidad actual: más de 1.800 GW. Hoy el país cuenta con una oferta de potencia de 25 GW. Y sostuvo que “la energía solar de potencia tiene un potencial que excede en 20 veces la capacidad instalada actual de centrales generadoras”.
Un gráfico que mostró Santander, fruto de los ejercicios de los Escenarios Energéticos al 2050, indica que desde el año 2038 la concentración solar de potencia crecerá de manera estrepitosa, posicionándose en niveles similares a la generación con energía fotovoltaica y apenas por debajo de la energía eólica.
Fuente: Ministerio de Energía
No obstante a ello, el ministro de Energía indicó: “queremos potenciar el desarrollo de esta tecnología con más fuerza en nuestro país”. Es decir, que las proyecciones de 10 GW al 2050 podrían adelantarse o aumentarse.
En esa línea, Santander reconoció que la solar de potencia “jugará un rol fundamental” de cara al objetivo de Chile de llegar a una matriz sin emisiones de CO2 hacia los próximos 30 años. El motivo es que se trata de una fuente de energía “de base”, capaz de generar en cualquier momento del día –a diferencia de la eólica y la fotovoltaica que dependen de la presencia del recurso, sea eólico o solar-.
El coordinador División de Prospectiva del Ministerio de Energía destacó cinco claves en las oportunidades de desarrollo de la solar de potencia.
Por un lado, la recuperación económica, que va a fomentar mayor demanda eléctrica. Por otro lado, la meta de Carbono Neutralidad al 2050, donde esta tecnología tendrá una participación protagónica.
Otro punto será el retiro de centrales a carbón al año 2040, donde la termosolar se ofrece como fuente de energía de base. Una disminución en el CAPEX también jugará un rol importante, ya que puede anticipar la irrupción de esta tecnología por su caída en los costos.
Finalmente, Santander hizo hincapié sobre el incremento de los combustibles fósiles, que comparativamente podrían darle mayor competitividad a la solar de potencia.
Planificación
En virtud de la incorporación de esta fuente solar con capacidad de operar como central de base, el coordinador División de Prospectiva del Ministerio de Energía explicó cómo se integrará al 2050, en relación a cómo funciona el sistema eléctrico actual.
“Vemos que al año 2020 tenemos una curva bien plana, donde la mayoría de las tecnologías son planas en su participación; pero al 2050 vemos que la participación fotovoltaica –amarillo- toma el día, lo naranja –concentración solar de potencia- modula y gestiona la energía para poder proveer la curva de consumo y el resto de las centrales, hidráulicas, eólicas y gas natural, también hacen su parte en esta lógica de operar más flexibles”, destacó.
Son diversos los síntomas y tendencias que nos permiten decir que la transición energética ha cobrado ímpetu y ya posee una dinámica propia. Es posible corroborar esta dinámica cuando se observa el ritmo de las inversiones en el sector renovable, la fortaleza de las industrias de energía limpia, sus precios competitivos en generación de energía y la permanente innovación y baja de costos en equipamientos.
En la última década los paneles fotovoltaicos cayeron más de un 85% en sus costos, una caída similar ha ocurrido con las modernas baterías de acumulación de energía y los aerogeneradores redujeron casi en un 50% sus costos de inversión. Los valores de la energía renovable logran cada año nuevos récords en las subastas en distintos puntos del planeta. Hasta aquí, las buenas noticias. La mala es que esta dinámica no es lo suficientemente veloz como para dar una respuesta en tiempo y forma al desafío climático.
Durante la próxima década deberíamos estar reduciendo anualmente un 3% el consumo de combustibles fósiles si queremos acercarnos a la trayectoria de emisiones que permitirían limitar el calentamiento global en 2°C. Aspirar a limitar la suba de la temperatura a 1,5°C, tal como lo recomienda el Acuerdo de París, significaría recortes mucho mayores, alrededor del 7%. Estamos muy lejos de esos objetivos.
¿Cómo se acelera la transición energética? Hoy el modo más rápido y económico de acelerar el ingreso de las renovables en los mercados energéticos es quitando barreras regulatorias y económicas. El rol de los gobiernos es hoy, principalmente, despejar la cancha para que las renovables puedan jugar con libertad y desplegar su potencial. Las barreras económicas se pueden visualizar fácilmente cuando se cuantifican los cuantiosos subsidios que reciben los combustibles fósiles. En nuestro país esto ocurre por diversas vías y modalidades ya históricas y no se dejan de crear nuevos mecanismos, por ejemplo, recientemente se aprobó un nuevo impuesto a las grandes fortunas del cual el 25% de lo recaudado está destinado a subsidiar a la industria del gas.
El desafío de la transición energética es un desafío, fundamentalmente, hacia la dirigencia política. La otra dimensión de este desafío, además de la económica, es eliminar barreras regulatorias. Aquí tenemos el elocuente ejemplo que pudimos ver con el programa de licitaciones Renovar. Allí la ingeniería institucional fue determinante para que las inversiones se realizarán. Las barreras regulatorias incluyen la previsibilidad y credibilidad en las reglas de juego. La improvisación y el permanente cambio de reglas es una fenomenal barrera regulatoria. Tomemos como ejemplo la reciente tasa municipal aprobada en Puerto Madryn para incrementar los impuestos que debe pagar la energía eólica. Las constantes amenazas de cobrar un “impuesto al viento” o tributos por el estilo son barreras que la política le pone a la transición energética.
Otro ejemplo muy nítido de las barreras regulatorias es las dificultades que tenemos en Argentina para facilitar el despliegue de la generación distribuida. Este segmento de desarrollo de las renovables se traduce en inversiones que realizan íntegramente los usuarios, que contribuyen positivamente al desempeño de las redes de distribución y para el sistema eléctrico en su conjunto, tanto desde el punto de vista eléctrico como ambiental. La generación distribuida es un gran ejemplo de lo que puede ocurrir si la política deja de entorpecer.
Son varias las provincias en que esta modalidad de generación se encuentra bloqueada y se expresan reparos para adoptar el esquema simplificado que propone la ley nacional de generación distribuida. Esta barrera regulatoria se expresa a través de explicaciones confusas y prometiendo hipotéticas herramientas superadoras.
Un buen ejemplo de eliminación de barreras en este sector lo podemos ver en la provincia de Córdoba donde una simple adhesión a la Ley Nacional le otorga a los usuarios y distribuidoras de un mecanismo ágil, transparente y justo. Es hoy la provincia más dinámica en cuanto a generación distribuida.
En síntesis, la transición energética debe acelerarse exponencialmente y son muchas las tareas que le caben a los gobiernos para que eso ocurra. La más sencilla y económica es adecuar los esquemas regulatorios de manera tal que faciliten el despliegue de las renovables. En líneas generales, se trata de adoptar mecanismos que despejen el camino y que tiendan a equilibrar el campo de juego. Las renovables no nos piden demasiado.
Berkes es una empresa latinoamericana, que fue fundada en Uruguay y hoy opera en distintos países de la región. Su expertice es el desarrollo de proyectos de biomasa.
En estos momentos la empresa está avanzando en una planta que se está emplazando en el municipio de Puerto Carreño, capital del departamento de Vichada, que generará energía a partir de la madera.
En una entrevista para Energía Estratégica, Gonzalo Vivas, Director de Desarrollos de Negocios de Berkes, cuenta particularidades del proyecto y sus perspectivas a futuro en este nicho.
¿Cómo se viene desarrollando el proyecto de biomasa que están construyendo en Colombia y cuándo podría entrar en funcionamiento?
El proyecto viene desarrollándose a muy buen ritmo, habiendo superado las dificultades logísticas de la zona, las cuales se vieron muy agravadas por la pandemia que ha afectado al mundo.
Estamos en proceso de cierre de los diversos paquetes de construcción y con trabajos de terminaciones en varios sectores, preparando todo para el inicio de la fase de comisionado y puesta en marcha.
Estamos previendo las primeras pruebas de conexión a la red en el entorno a mayo de 2021 si todo sigue en la misma línea que hasta ahora.
¿Qué características tiene el proyecto?
Se trata de un proyecto muy interesante, para generación de energía eléctrica a partir de biomasa forestal, con una capacidad de aproximadamente 4.5 MW y que permitirá brindar independencia energética a toda la zona.
Es una apuesta muy importante de nuestro cliente, que ha tomado la iniciativa de construir en la zona, y que tendrá sin duda un impacto muy valioso para la comunidad.
¿La energía será vendida a un gran consumidor o el proyecto es construido para uno de ellos?
La energía será comercializada mediante un acuerdo de PPA a la utility eléctrica de la zona, quien gestionará el despacho de carga y la distribución a los consumidores.
¿Tienen algunos proyectos más de biomasa en estado de maduración en ese país?
Estamos trabajando en varios proyectos que están en proceso de maduración y que creemos que se irán consolidando a partir de 2021.
Es importante remarcar que la bajada en la actividad económica mundial debido a la epidemia de COVID-19, también ha tenido un impacto en el desarrollo de futuros proyectos, por lo que es normal que algunas iniciativas se hayan detenido momentáneamente. Pero vemos que lentamente el sector comienza a moverse nuevamente.
Además de biomasa, ¿sobre qué otros proyectos de energías renovables se están enfocando?
Berkes es una empresa con más de 80 años de experiencia en la ingeniería y construcción de proyectos de gran porte, vinculados al sector industrial, energético y de infraestructura.
A nivel de energía, estamos enfocados a proyectos de generación eléctrica a partir de diversos tipos de biomasas o de desperdicios orgánicos de procesos industriales, así como al diseño y construcción de generadores de vapor de diversos tamaños. Asimismo, diseñamos y construimos generadores de gases calientes y de aceite térmico asociados a diversos procesos industriales.
Esta semana se llevó a cabo el evento virtual “La necesidad de la transición energética para un Perú Sostenible”; en el cual, participaron tres filiales de grandes empresas francesas posicionadas en el rubro eléctrico y energético renovable: ENGIE, EDF y Schneider Electric.
Particularmente, formaron parte de este evento las máximas autoridades en Perú de aquellas empresas líderes del sector: Rik De Buyserie, gerente general de Engie Perú; Benoit Desaint, gerente general de EDF Perú; y Gustavo Jaramillo, gerente general de Schneider Electric Perú.
Entre las metas de estas empresas, los referentes empresarios destacaron: contribuir en asegurar el acceso a más electricidad limpia de un modo seguro, inteligente y con foco en la sostenibilidad.
De allí, el concepto de transición energética y mayor incorporación de energías renovables no convencionales se vuelven cruciales.
“La transición energética es uno de los grandes desafíos del siglo”, consideró Benoit Desaint, gerente general de EDF Perú.
De acuerdo con lo que expuso el referente empresario de EDF, la transición energética “no es una opción, es una obligación” si queremos: dar acceso a la energía, promover el desarrollo y, a la vez, lograr los objetivos del Acuerdo de París para reducción de emisiones de carbono.
A partir de aquella lectura, la electricidad generada con energías renovables como eólica, solar e hidro debería jugar un papel muy importante porque permite acelerar la descarbonización.
“Perú tiene muchos recursos propios bajos en carbono en sus manos. Hay una gran oportunidad de construir nuevos desarrollos basados en energías limpias”, auguró Benoit Desaint.
Con una presencia activa generando, comercializando y/o distribuyendo energía en más de 70 países, Engie también apoyaría la transición hacia una economía neutra en carbono en cada mercado en el que se encuentre.
“Se espera que con la recuperación de la demanda, la nueva energía sea renovable, pero hoy por hoy sólo representa el 11% de contribución al consumo a nivel mundial y el Perú no es ajeno”, declaró Rik De Buyserie, gerente general de Engie Perú.
Y agregó: “el mix energético en Perú ya tiene un componente muy grande con hidroeléctricas y gas. Lo que la lleva a tener una matriz más limpia que otros países del mundo. Otras tecnologías renovables cada vez más son competitivas y con el tiempo no requerirán más tratamientos especiales ni subsidios del gobierno”.
En atención a aquello, Gustavo Jaramillo, gerente general de Schneider Electric Perú, se refirió a tres grandes tendencias globales que deben atenderse: aumento de la urbanización, digitalización y la industrialización. Todas estas tendrían puntos de oportunidad para las energías renovables.
“Esto lo tenemos que hacer lo antes posible”, declaró Jaramillo en referencia a la transición energética.
Para acceder a las declaraciones completas de estos empresarios, es posible consultar el video del evento en el siguiente enlace:
El viernes 4 de diciembre se llevó a cabo un encuentro virtual entre las autoridades de la Comisión de Integración Energética Regional. Por parte de CACIER participaron Gualterio Telefanko, gerente general; Marcelo Cassin, vicepresidente; y Claudio Bulacio, secretario ejecutivo.
Durante la jornada se aprobó el presupuesto para el próximo período, se determinaron metas a corto y largo plazo y se repasaron los resultados de la edición N° 55 de la Reunión de Altos Ejecutivos de la CIER.
Además, los presentes designaron a Jaime Astudillo Ramírez de Ecuador como vicepresidente de Promoción de la Integración y Relaciones Institucionales y a Víctor Solis Rodríguez de Costa Rica como vicepresidente de Gestión del Conocimiento.
De esta manera, la organización se complementa con el presidente Maximiliano Orfali; el vicepresidente de Gestión del Portafolio y Segmentos de Mercado, Carlos Caro; y el vicepresidente de Desarrollo Institucional y Sostenibilidad Financiera, Luis Villordo.
Por último, se realizó una mención especial a la labor de Carlos Pombo, quien después de más de 30 años de trabajo se despidió de la institución con grandes logros realizados.
En el Perú, la Sala de Derecho Constitucional y Social Permanente de la Corte Suprema del Perú anuló en diciembre de 2019 un Decreto Supremo que permitía a los generadores a gas natural declarar un ´costo variable´ arbitrario, válido por un año, como forma de despachar volúmenes contratados sujetos a una cláusula de ´Take or Pay´ (TOP, ´Retirar o Pagar´).
La medida fue resultado de una demanda de Acción Popular iniciada por la distribuidora eléctrica Luz del Sur. El tribunal consideró que el Decreto Supremo violaba los principios de interdicción de la arbitrariedad, de la igualdad de trato, y de la eficiencia en cuanto a la generación de electricidad al mínimo costo. En suma, no puede existir regulación sectorial que esté en contradicción con principios legales generales.
El Ministerio de Minas y Energía (¨Minem¨) presentó un recurso de amparo frente a ese fallo. Un año después, en diciembre de 2020 el Segundo Juzgado Constitucional de Lima consideró que este recurso es improcedente al no haberse violado ningún aspecto el derecho al debido proceso.
En consecuencia, el Minem finalmente promovió una Resolución Ministerial que incluye un modelo de nuevo Decreto Supremo que considera la elaboración y aprobación de nuevos procedimientos relacionados a precio y calidad del gas natural utilizado para la generación eléctrica dejando sin efecto la regla que permitía un despacho forzado de gas sujeto a cláusula de TOP que no respetaba el orden de mérito.
En Chile, después de varias presentaciones de afectados a distintos órganos, incluyendo el Tribunal de la Libre Competencia y la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, la Comisión Nacional de Energía se ha abierto a iniciar la revisión de la Norma Técnica de Gas Natural Licuado (NT GNL) Regasificado, buscando que las declaraciones de inflexibilidad para consumir forzadamente gas en termoeléctricas, reducir el inventario de GNL en los tanques en terminales y permitir la descarga del siguiente buque sean excepcionales.
Haciendo el paralelo con lo que ocurre en el Perú, esta norma permite algo similar a declarar un costo variable no auditado, ya que mediante la declaración de inflexibilidad, los generadores pueden remplazar el costo variable real por un valor 0.
En Perú, los generadores a gas habían declarado precios cada vez más bajos para colocar el gas; y en Chile los generadores han continuado declarando el despacho inflexible de cantidades muy significativas. Cualquiera de los dos procederes, rompe las reglas de competencia y transparencia que son fundamentales para establecer señales de mercado correctas.
La declaración de un costo variable arbitrario o de un despacho forzado modifican el orden de mérito definido por los costos variables (CV) y reducen el costo marginal (CMG) de equilibrio. Ambas declaraciones permiten transferir compromisos contractuales bilaterales de vendedores y compradores de gas natural, y naturalmente sus riesgos y oportunidades, a los vendedores y compradores del mercado eléctrico mayorista.
Riesgos y oportunidades contractuales bilaterales, terminan siendo convertidos a través de una norma regulatoria en riesgos sistémicos impuestos a los generadores participantes en los mercados eléctricos mayoristas y, en algunos casos a clientes finales y distribuidoras.
En Chile y Perú, los generadores deficitarios pueden beneficiarse comprando energía a un menor precio y los generadores excedentarios pueden ser afectados vendiendo a un menor precio.
Asimismo, en circunstancias en donde el mercado eléctrico busca incentivar la flexibilidad para que la generación sin emisiones tenga el mayor espacio posible, el despacho con gas inflexible a CV =0 aumenta la probabilidad de un vertimiento renovable.
Exactamente, lo contrario a lo económica y ambientalmente deseable y perseguido: los generadores renovables e hidroeléctricos que tienen energía no contratada se ven expuestos a un menor precio de venta y a una pérdida de inyección.
Los distribuidores –en Perú- también se ven afectados por una migración de clientes al régimen libre, atraídos por contratos a menores precios posibilitados por los menores precios spot. Y los usuarios finales regulados deben asumir una mayor fracción de los ingresos garantizados a las generadoras RER (Recursos Energéticos Renovables) ante los bajos valores de costos marginales.
La situación se torna crítica cuando se observa un precio spot 0 en todo el sistema eléctrico durante períodos de baja demanda en horario solar, situación a la que puede contribuir el despacho de gas inflexible.
Los órganos o tribunales de libre competencia están activamente involucrados en la consideración de las distorsiones causadas por contratos y despachos inflexibles. En Perú, el Indecopi (órgano de competencia y propiedad intelectual) resolvió admitir a trámite en diciembre 2019 la denuncia que presentó Luz del Sur por presunta comisión de actos de competencia desleal por parte de ciertos generadores.
En Chile, la Corte Suprema está considerando un recurso de reclamación iniciado por generadores en contra del Tribunal de la Libre Competencia asociado a una presentación donde se solicitaba la eliminación de la declaración de inflexibilidad.
Para evitar posibles inconsistencias de la NT GNL con instrumentos de mayor rango como la Ley de Promoción y Defensa de la Libre Competencia (DL No.211), es recomendable que la CNE aplique los lineamientos enunciados en la guía de la FNE dirigida a las actuaciones del sector público.
En ambos países, los reguladores sectoriales y los órganos sectoriales cuentan hoy con amplios antecedentes sobre las distorsiones causada por la inflexibilidad contractual y de despacho de gas sobre los mercados eléctricos y sus agentes. Resolver de manera efectiva, permanente, y sin recurso a la dilación, este tipo de situaciones es una demostración de fortaleza y capacidad institucional.
El tiempo que se requiere para resolver y la calidad de las soluciones, muestran en la práctica que es necesario tener una visión crítica, pero constructiva, de las capacidades actuales en el Coordinador y otras entidades tuteladas por el Ministerio de Energía.
“Ya hemos cocinado demasiadas habas con gas inflexible”. Y es tiempo de adecuar las regulaciones para evitar que se sigan transfiriendo riesgos contractuales bilaterales de la cadena del natural al sistema eléctrico y que se sigan usando como fuente de ventaja competitiva.
Sólo así se podrá crear una adecuada complementación de las energías renovables con el gas natural en beneficio de los consumidores en Chile y en Perú durante la transición energética.
Central Puerto, empresa líder en la producción de energía eléctrica a nivel nacional, habilitó comercialmente el Parque Eólico La Genoveva I, tras la puesta en marcha de los 21 molinos de viento que conforman el parque. Así la compañía completa la primera etapa de expansión en su oferta de generación renovable, con una fuente totalmente de origen eólico.
Este nuevo parque eólico de Central Puerto representa una inversión de más de 123 millones de dólares, concretada tras meses de trabajo en su construcción durante 2019 y 2020. Con una potencia de 88,20 MW (a razón de 4,2 MW cada molino), La Genoveva I (ubicado en el kilómetro 705 de la Ruta Provincial 51) contará con una producción estimada anual de 368 GWh, lo suficiente para abastecer a 95.600 hogares. Esto a su vez significará una reducción estimada de emisiones de carbono de 242.000 TN por año.
“Lo más destacable de esta habilitación es que casi la mitad de la inversión se concretó durante el 2020, en un contexto de pandemia, con sus implicancias operativas, económicas y financieras a nivel global. Es un claro ejemplo del compromiso de Central Puerto con el desarrollo sustentable de la Argentina a largo plazo y la seguridad energética de usuarios e industrias”, afirmó Jorge Rauber, Gerente General de Central Puerto.
El proyecto se concretó con un financiamiento de U$S 76,1 millones, en un plazo de 15 años, otorgado mediante la Corporación Financiera Internacional (IFC), miembro del Banco Mundial. Además, empleó a 450 trabajadores de manera directa e indirecta durante los meses que implicó su construcción.
Con la puesta en marcha de este parque se da cumplimiento a la primera etapa del plan de inversiones de Central Puerto en el sector de generación de energía eléctrica proveniente de fuentes renovables, que implicó el desarrollo de los Parques La Castellana, Achiras, Manque, Los Olivos, La Genoveva I y II, todos ellos sumando en su conjunto de 374 Mw de nueva generación eléctrica para el país y que requirió una inversión total en esta primera etapa de desarrollo de U$ 483 millones.
El presidente del Grupo Techint, Paolo Rocca, anunció que Tecpetrol invertirá cerca de U$ 1.500 millones durante los próximos cuatro años para potenciar el desarrollo de Vaca Muerta en el marco del Plan Gas.
Al respecto afirmó que en 2021 la compañía invertirá U$ 350 millones, “esto va en buena medida a equipamiento petrolero y beneficiará a las PyMEs de todo el país”, sostuvo el empresario al participar junto al ministro de Economía de la Nación, Martin Guzman, del cierre de la Jornada Pro Pymes que anualmente desarrolla Techint.
Tecpetrol opera en Vaca Muerta el yacimiento Fortin de Piedra, que alcanzó altos niveles de producción de gas en los últimos años, en el marco de la resolución 46/2017 de incentivo a las inversiones en reservorios no convencionales en la Cuenca Neuquina.
Su alcance fue revisado en el arranque de 2019 para limitar el beneficio del precio subsidiado (desde U$ 7,50 el MBTU) sólo al volumen original planteado por las ocho empresas alcanzadas por dicho programa, que vence a finales de 2021 y que disponía un precio al final de U$ 6 por MBTU.
Ese esquema resulta remplazado ahora por el Plan Gas Ar, de alcance a la producción de gas natural convencional y no convencional, con un esquema de precios sensiblemente menor al de la resolución 46.
Por estos días la Secretaría de Energía (en la órbita de Economía) evalúa 16 ofertas de otras tantas empresas (Tecpetrol incluída) para la provisión de un bloque de 70 millones de M3/día de gas natural local mediante contratos con CAMMESA, para uso en la generación de electricidad, previendo volumenes adicionales de hasta 100 millones de M3/día en el invierno.
Rocca declaró en este sentido que “mi aspiración es que el Plan Gas sea el puntapié inicial para imaginar un desarrollo mucho más ambicioso de Vaca Muerta, que promueva la exportación a escala, dé mayor competitividad al sector industrial, y agregar valor a la materia prima con la producción de fertilizantes”. El empresario agradeció al ministro Guzmán por su presencia y exposición, y a las más de 900 PyMEs que se sumaron virtualmente al evento a lo largo de toda la jornada.
“Necesitamos un contexto que transmita confianza a las empresas. La confianza se construye con previsibilidad, estabilidad institucional y macroeconómica”. Y agregó que, en esta dimensión, la preocupación es el equilibro de las cuentas públicas con el reordenamiento del gasto público y una estructura impositiva que incentive la producción”, señaló.
Por su parte. en su exposición Guzmán hizo una síntesis del primer año de Gobierno, signado por la pandemia, y afirmó que estabilizar la macroeconomía es una tarea colectiva y que el gobierno está trabajando en un plan para simplificar la estructura tributaria, dando mayor armonía a nivel nacional, provincial y municipal y que garantice la sostenibilidad fiscal e impulse la producción, la formalización y que sea más simple.
Asimismo, el ministro afirmó que el Gobierno buscará consensuar “un programa plurianual que sea parte de un acuerdo amplio que apunte a resolver los problemas estructurales de la Argentina que llevan a recurrentes crisis cambiarias. Buscaremos que la política fiscal converja a unas cuentas en orden con una velocidad que ayude a la economía a recuperarse, acumulando reservas internacionales para dar mayor robustez”.
En la clausura de este seminario Rocca afirmó que el 2020 “ha sido un año muy duro”, pero consideró que “pasó lo peor” y se está “saliendo de la crisis”. “Las encuestas a los participantes de ProPymes nos muestran una visión positiva, con expectativas de aumento de exportación y de empleo. Ven un escenario de crecimiento”, afirmó, en referencia a los resultados de la encuesta realizada a cerca de 200 PyMEs en su mayoría metalmecánicas, que conforman la cadena de valor industrial de las empresas del Grupo.
“En esta recuperación hay oportunidades en el contexto internacional. El contraste entre Estados Unidos y China, la redefinición de muchas cadenas de valor, abre espacio para que la industria argentina recupere presencia y se expanda en la dimensión atlántica”, añadió Rocca. “Hay oportunidad a nivel regional. Brasil está creciendo y el paso de recuperación del último trimestre es muy notable, indica una recuperación industrial, y sentimos por nuestra operación en Brasil un aumento de la actividad económica que también favorece la actividad en Argentina, explicó.
Sostuvo además que “también hay oportunidades a nivel nacional. La cadena de valor es clave para dar contenido nacional a los desarrollos que puede haber en el país, vinculados a distintos sectores y proyectos que pueden originarse a raíz de una recuperación de la demanda y la inversión”.
El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) creó, a través de la resolución 397/20, la “Mesa de Innovación Tecnológica – Oblea Inteligente” GNC, con el objeto la discusión y el seguimiento de propuestas sobre este tema presentadas por organismos e instituciones especializadas, proveedores y desarrolladores de equipos y tecnología, cámaras de comercio y cámaras industriales, organismos de certificación, y prestadoras del servicio público en la materia.
La “Mesa de Innovación Tecnológica – Oblea Inteligente”, propenderá al cumplimiento de los objetivos fijados en la Ley 24.076.
El GNL forma parte de un proceso de desarrollo tecnológico e industrial que trajo aparejado el ascenso de su incidencia vehicular. El Parque Automotor que utiliza este combustible, fue conformándose en su mayoría por vehículos livianos convertidos, ascendiendo en la actualidad a 1,7 millones de vehículos.
Por su parte, el Sistema Informático Centralizado (SIC) del ENARGAS se alimenta de la información suministrada por los sujetos del Sistema de GNV y proporciona datos actualizados sobre la operatoria del sector y los sujetos del mercado.
Cada vehículo propulsado a gas tiene su Oblea de habilitación como elemento de identificación, que habilita la carga del GNV a un vehículo automotor, moto y/o auto elevadores, e informa la fecha en que se debe realizar la revisión anual correspondiente.
A partir del año 2019, la Oblea lleva también un código identificatorio y único de QR cuya lectura, por medio de la App OBLEA&GNV, permite visualizar los datos asociados a ella y saber si el vehículo se encuentra apto para el uso del GNV como combustible, siempre respetando los parámetros de seguridad pertinentes en la operativa de GNC.
Dentro del Organismo, a su vez, se debatieron los diversos aspectos técnicos relativos al diseño y la ingeniería del Proyecto de Sistema de Control Electrónico Previo a la carga de Gas Natural (Oblea Inteligente) y su Ingeniería Conceptual para una posible implementación futura con el fin de proveer el Sistema de Control Electrónico, lo que permitiría alcanzar un mayor control en la utilización del Gas como combustible.
En base a ello, resultaría pertinente efectuar inicialmente la evaluación del Proyecto dando tratamiento, en primer lugar, al abastecimiento de los vehículos de tracción pesada y el transporte público de pasajeros, dado que se trata de unidades automotrices de carretera, producidas para ser propulsadas con Gas Natural.
En este contexto, la Gerencia de Innovación Tecnológica y la Gerencia de Gas Natural Vehicular del ENARGAS, propiciaron la creación de una Mesa de Innovación Tecnológica relativa al desarrollo de una Oblea Inteligente para GNV, lo que permitirá alcanzar altos niveles de control en la utilización del Gas como combustible.
Esta Mesa estará presidida por la Gerenta de Innovación Tecnológica del Organismo, Carina Buccieri. Las propuestas de los y las participantes de dicha Mesa no resultarán vinculantes para el ENARGAS. No obstante, se les otorgará curso de acción a fin de que se realicen los análisis pertinentes y, eventualmente, se dicten los actos o medidas respectivas.
Todos los representantes designados, en cualquier carácter y en todos los casos, se desempeñarán “ad honorem”.
El ENARGAS también invitó a participar de la Mesa a las dependencias pertinentes del Ministerio de Ciencia, Tecnología e Innovación de la Nación, en especial al CONICET, del Ministerio de Desarrollo Social de la Nación, de la Secretaría de Innovación Pública (Jefatura de Gabinete de Ministros) y del Ministerio de Desarrollo Productivo.
También del Instituto Nacional de Tecnología Industrial (INTI) y del Instituto Nacional de Asociativismo y Economía Social (INAES).
El Ente Nacional Regulador de la Electricidad sancionó a las distribuidoras Edesur y Edenor en 6.561.934 pesos por “incumplimientos en materia de Seguridad Pública correspondientes a los años 2018 y 2019”, se indicó.
La sanción de multa se formuló mediante las Resoluciones 68, 69, 70, 71, 72, 73 y 74/2020, y el ENRE indicó que ocurrió “tras haber verificado diferentes casos por anomalías en materia de seguridad eléctrica en la vía pública y deberes de información y respuesta a los requerimientos emitidos por el Ente Regulador”.
“Para el análisis de todos los casos se tuvo en consideración los reclamos efectuados por los usuarios y las usuarias, los informes presentados por la distribuidora y los resultados de las inspecciones llevadas adelante por el ENRE”.
Asimismo, se puntualizó que “algunas de las sanciones formuladas contra la concesionaria del servicio público Edesur también incluyen más de 20 anomalías que fueron verificadas tras efectuar el seguimiento y control de aquellas obras que fueran ejecutadas en la vía pública durante los meses de septiembre, octubre, noviembre y diciembre de 2019”.
Además, se indicó, “dos de las sanciones a Edenor son en el área de concesión de La Matanza por accidentes ocurridos en la vía pública y de las que fueron víctimas con lesiones dos menores de edad”. En este mismo sentido, otra de las sanciones a Edesur es en el municipio de Almirante Brown y también involucra a un menor.
Las Resoluciones emitidas se enmarcan en el trabajo que lleva adelante el Ente Regulador en respuesta a los más de 40.000 reclamos que quedaron pendientes de la gestión anterior. “Las funciones de control del ENRE tienen por objetivo no solo imponer sanciones a las distribuidoras bajo su jurisdicción, sino también disuadirlas de desplegar conductas que pongan en riesgo la seguridad de la ciudadanía”, se argumentó.
La generadora de electricidad Central Puerto habilitó comercialmente el Parque Eólico La Genoveva I, tras la puesta en marcha de los 21 molinos de viento que conforman el parque, completando así la primera etapa de expansión en su oferta de generación renovable, con una fuente de origen eólico.
Este nuevo parque eólico de Central Puerto representa una inversión de más de 123 millones de dólares, concretada en su construcción durante 2019 y 2020. Con una potencia de 88,20 MW, a razón de 4,2 MW cada molino, La Genoveva I (ubicado en el kilómetro 705 de la Ruta Provincial 51) contará con una producción estimada anual de 368 GWh, suficiente para abastecer a 95.600 hogares.
Esto a su vez significará una reducción estimada de emisiones de carbono de 242.000 TN por año.
El Gerente General de Central Puerto, Jorge Rauber, destacó que “lo más destacable de esta habilitación es que casi la mitad de la inversión se concretó durante el 2020, en un contexto de pandemia, con sus implicancias operativas, económicas y financieras a nivel global. Es un claro ejemplo del compromiso de Central Puerto con el desarrollo sustentable de la Argentina a largo plazo y la seguridad energética de usuarios e industrias”.
El proyecto se concretó con un financiamiento de U$ 76,1 millones, a un plazo de 15 años, otorgado por la Corporación Financiera Internacional (IFC), miembro del Banco Mundial. El proyecto empleó a 450 trabajadores de manera directa e indirecta durante los meses que implicó su realización.
Con la puesta en marcha de este parque se da cumplimiento a la primera etapa del plan de inversiones de Central Puerto en el sector de generación de energía eléctrica proveniente de fuentes renovables, que implicó además el desarrollo de los Parques La Castellana, Achiras, Manque, Los Olivos, La Genoveva I y II, todos ellos sumando en su conjunto 374 MV para nueva generación eléctrica y una inversión total en esta etapa de desarrollo de U$ 483 millones.
Central Puerto S.A. es una empresa de producción de energía eléctrica que en la actualidad cuenta con una capacidad instalada de generación de 4.097 MW, a los que se suman 785 MW de proyectos que se encuentran en construcción.
El informe de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) correspondiente al mes de octubre revela que la capacidad instalada del sector tuvo un uso promedio del 50% para los productos básicos e intermedios y del 84% para los productos petroquímicos. Durante dicho mes se logró una recuperación del 3% en producción, acumulando un crecimiento del 6%, pero debido a las distintas paradas de planta la variación interanual es negativa.
Desde julio a septiembre de 2019, también se registraron algunas paradas de planta, repercutiendo en la variación acumulada. Los subsectores que más afectaron la variación intermensual son los productos básicos orgánicos y los finales agroquímicos.
Tanto las ventas locales -debido a la menor demanda de las cadenas de valor dónde los productos están insertos-, como las exportaciones -por falta en algunos casos de stock y competitividad-, registran caídas intermensuales e interanuales. Los segmentos de afectación negativa son los asociados a productos básicos orgánicos (ventas locales) y los productos finales termoplásticos (exportaciones). Interanualmente, las ventas locales se mantuvieron constantes. En el acumulado del año, se observa un crecimiento del 1% para las ventas locales y una caída del 20% para las ventas externas.
La balanza comercial de los productos del sector, en octubre, alcanzó un déficit de 508 millones de dólares, un 11% menor al mismo mes de 2019, con variaciones del 3% en las importaciones y del -11% en las exportaciones.
Con respecto a las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), el informe muestra un crecimiento en producción un 5%, en ventas locales un 6% y en ventas externas un 10% respecto al mes anterior. Sin embargo, tanto la variación anual como el acumulado del año presentan caídas para las tres variables.
En conclusión, las ventas totales (mercado local + exportaciones) de los productos comunicados por las empresas participantes del informe a octubre del 2020 alcanzan los 2.625 millones de dólares.
Con respecto a los distintos resultados señalados en el informe mensual, Jorge De Zavaleta, Director Ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), destacó que “nuestro sector es clave para la economía del país y en un año tan particular, dado por la situación de la pandemia COVID-19, no queda ajeno al contexto nacional e internacional. Es necesario mantener el optimismo y el desafío de crecer, dado la potencialidad que en materias primas representa Vaca Muerta. Argentina hoy presenta condiciones para un crecimiento sostenible, que deberán materializarse por medio de políticas de largo plazo que fomenten el valor agregado y las exportaciones al MERCOSUR”.
El 23 de julio de este año una tormenta de nieve volteó 37 torres de la doble línea de alta tensión que transporta energía desde la represa hidroeléctrica Futaleufú hasta el Sistema Interconectado Nacional (SADI) y que es desde donde se abastece la planta de aluminio de Aluar, en Puerto Madryn, Chubut.
La línea es operada por la empresa Transpa, una empresa controlada también por la empresa presidida por Javier Madanes Quintanilla que, desde entonces, le viene reclamando al gobierno una solución que permita afrontar el costo de la reparación.
La compañía debe solventar la inversión, pero al tratarse de un servicio público tarifado, el Estado debe establecer algún mecanismo de repago de los desembolsos a cargo del privado. Se estima que la reparación de la línea costará entre 15 y 20 millones de dólares.
Sin embargo, recién en los últimos días comenzó a haber algunas definiciones luego de casi cinco meses sin mayores avances. La demora no es gratuita a las arcas del Estado nacional. Al no reparar la línea de transmisión no se puede despachar energía desde el complejo hidroeléctrico Futaleufú, que por lo general aporta unos 350 MWh de energía al SADI.
Al no poder producir energía en esa represa, hubo que reemplazar esa oferta por energía generada en centrales térmicas que consumen gas y combustibles líquidos, cuya operación es más costosa que la de la represa emplazada en Chubut. Se estima que eso generó un sobrecosto mensual de entre 5 y 8 millones de dólares.
Una de las 37 torres de Transpa que se cayeron en julio por el temporal de nieve en Chubut.
Las torres que hay que cambiar son las 37 que cayeron más otras 20 que sufrieron desperfectos estructurales. Fuentes cercanas a la empresa explicaron a EconoJournal que el abanico de alternativas incluye básicamente dos opciones regulatorias a las que el gobierno sumó una tercera:
Que la obra se financie bajo el paraguas de la resolución 146/2002 dedicada a solventar mantenimientos mayores. Se trata de una normativa dictada a la salida de la Convertibilidad que, en un contexto de congelamiento de tarifas, autorizó al Estado a financiar con fondos del Tesoro arreglos en redes de transporte.
Que se realice una Revisión Tarifaria Extraordinaria (RTE) para financiar los gastos del arreglo. Es lo que, en rigor, establece el contrato de concesión de Transpa.
Que se financie con un cargo excepcional a la demanda. Esa fue la alternativa que se propuso desde el Ente Nacional de Regulación de la Electricidad (ENRE), pero hasta el momento no hubo novedades.
El arregla de las líneas de transporte de Transpo demorará unos dos meses desde el inicio de las obras. Eso quiere decir que en el mejor de los casos, si el gobierno definiera el andamiaje regulatorio para encarar la obra a fines de diciembre, el tendido recién estaría recuperado a fines de febrero; siete meses después de la falla de julio de este año.
Posición oficial
EconoJournalconsultó a fuentes de la Secretaría de Energía sobre por qué todavía no se arregló la línea y respondieron que “hemos avanzado mucho. Hace unos días cerramos un acuerdo para la compra de 50 torres de alta tensión a Transener. Esta compra la realiza el Estado nacional. Estas torres están ubicadas en distintos puntos del país, con lo cual se está realizando un esfuerzo logístico importante”.
“Esto es clave para el avance de la obra. Luego, en estos días estamos cerrando con Transpa un acuerdo de financiamiento del resto de la obra”, concluyeron.
Central Puerto, empresa líder en la producción de energía eléctrica a nivel nacional, habilitó comercialmente el Parque Eólico La Genoveva I, tras la puesta en marcha de los 21 molinos de viento que conforman el parque. Así la compañía completa la primera etapa de expansión en su oferta de generación renovable, con una fuente totalmente de origen eólico.
Este nuevo parque eólico de Central Puerto representa una inversión de más de 123 millones de dólares, concretada tras meses de trabajo en su construcción durante 2019 y 2020. Con una potencia de 88,20 MW (a razón de 4,2 MW cada molino), La Genoveva I (ubicado en el kilómetro 705 de la Ruta Provincial 51) contará con una producción estimada anual de 368 GWh, lo suficiente para abastecer a 95.600 hogares. Esto a su vez significará una reducción estimada de emisiones de carbono de 242.000 TN por año.
“Lo más destacable de esta habilitación es que casi la mitad de la inversión se concretó durante el 2020, en un contexto de pandemia, con sus implicancias operativas, económicas y financieras a nivel global. Es un claro ejemplo del compromiso de Central Puerto con el desarrollo sustentable de la Argentina a largo plazo y la seguridad energética de usuarios e industrias”, afirmó Jorge Rauber, Gerente General de Central Puerto.
El proyecto se concretó con un financiamiento de U$S 76,1 millones, en un plazo de 15 años, otorgado mediante la Corporación Financiera Internacional (IFC), miembro del Banco Mundial. Además, empleó a 450 trabajadores de manera directa e indirecta durante los meses que implicó su construcción.
Con la puesta en marcha de este parque se da cumplimiento a la primera etapa del plan de inversiones de Central Puerto en el sector de generación de energía eléctrica proveniente de fuentes renovables, que implicó el desarrollo de los Parques La Castellana, Achiras, Manque, Los Olivos, La Genoveva I y II, todos ellos sumando en su conjunto de 374 Mw de nueva generación eléctrica para el país y que requirió una inversión total en esta primera etapa de desarrollo de U$ 483 millones.
Se trata del área Aguada Cánepa operada por la empresa Pan American Energy. Con este nuevo proyecto la provincia suma un total de 40 concesiones no convencionales. El gobierno de la provincia del Neuquén, a través del ministerio de Energía y Recursos Naturales, anunció el otorgamiento de una concesión de explotación no convencional de hidrocarburos (Cench) a la empresa Gas y Petróleo del Neuquén (GyP). Se trata del área Aguada Cánepa, actualmente operada por la empresa Pan American Energy. El bloque posee una superficie de 112,43 kilómetros cuadrados, ubicado en la ventana de producción de petróleo de la formación Vaca […]
El Indicador Sintético de la Actividad de la Construcción (ISAC) aceleró de este modo el crecimiento de 3,8% de septiembre. La construcción consolidó su recuperación volvió en octubre, al registrar un avance mensual del 4,3%, por lo que ya superó en casi 9% los niveles prepandemia, alcanzando el mayor nivel de la serie sin estacionalidad desde octubre de 2019″, indicó este miércoles el INDEC. De acuerdo con los datos del organismo que conduce Marco Lavagna, en seis de 13 insumos se verificaron incrementos interanuales en la actividad. Estos fueron Cales 24,6%; Placas de yeso, 16,9%; Pinturas 15,8%; Ladrillos huecos, 13,9%;, Sanitarios de cerámica, 13,4%; y Cemento, […]
Mendoza Activa Hidrocarburos ya está en marcha y varias empresas trabajan para comenzar a formar parte del programa, diseñado desde el Gobierno de Mendoza junto a un paquete de medidas de sostenimiento y reactivación de la economía local en contexto de pandemia. Son varias las empresas que están evaluando proyectos de inversión y una de las que ya adelantó que van a sumarse es Aconcagua Petrolera reforzando su actividad en la zona Atuel Norte, ubicada en San Rafael, más precisamente entre El Sosneado y Malargüe. Con este plan, que funciona de modo similar a Mendoza Activa, cada empresa deberá presentar […]
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La producción de la industria química y petroquímica durante octubre creció un 3% respecto de septiembre y acumuló un incremento del 6% en lo que va del año, lo que marca para el sector una ratificación de la recuperación sostenida evidenciada en los últimos meses. Así lo reflejó el informe mensual elaborado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP), que destacó que durante octubre la capacidad instalada tuvo un uso promedio del 50% para los productos básicos e intermedios y del 84% para los productos petroquímicos. La reseña confeccionada por la CIQyP indicó que durante octubre se […]
La provincia tiene 33 Usuarios Generadores y aportan unos 152 kWp a la red. Hay otros 10 proyectos que están en carpeta y debería comenzar funcionar los próximos meses. Con una dinámica sostenida la generación distribuida a nivel país no paró de crecer durante todo el año y la provincia de Río Negro no solo formó parte de ese impulso, sino que también está proyectado que se sumen más Usuarios Generadores (UGERs) durante los siguientes meses. Hoy son 33 los proyectos que están funcionando e inyectado energía a la red en toda la provincia. Los avances logrados hasta la fecha no son […]
y Colombia
en materia de energías renovables no convencionales
, hidrógeno verde, así como la automatización y el uso de robótica en la industria minera
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